Q3 rapport 2015 - Lundin Petroleum

Transcription

Delårsrapport för
NIOMÅNADERSPERIODEN
som avslutades den 30 september 2015
Lundin Petroleum AB (publ)
organisationsnummer 556610-8055
›1‹
›2‹
Sammanfattning
Niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2015 (30 september 2014)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Produktion om 30,3 Mboepd (24,4 Mboepd)1
Intäkter om 433,3 MUSD (650,0 MUSD)
EBITDA om 291,1 MUSD (506,9 MUSD)
Operativt kassaflöde om 524,3 MUSD (804,0 MUSD)
Resultat om -372,6 MUSD (5,1 MUSD), inklusive en valutakursförlust om -378,1 MUSD, netto.
Nettoskuld om 3 844 MUSD (31 december 2014: 2 609 MUSD)
Produktion från Bøylafältet i Norge och Bertamfältet i Malaysia startade i januari respektive april 2015.
Edvard Griegs anläggningar installerades med framgång, offshore Norge. I fas för att starta produktion under
fjärde kvartalet 2015.
Utbyggnadsplanen för Fas 1 av Johan Sverdrup godkändes av det norska oljeoch energidepartementet i augusti 2015.
Utvärderingsborrning 7220/11-2 och sidospårsborrning 7220/11-2 A på Alta i PL609 i södra Barents hav i Norge slutfördes
med framgång.
Åtta prospekteringslicenser tilldelade i 2014 års norska APA licensrunda, sex som operatör.
Produktionslicens erhållen för Morskayafältet i Kaspiska havet i Ryssland.
Kreditfacilitet om 4,5 miljarder NOK för prospektering i Norge undertecknades i april 2015.
Tredje kvartalet som avslutades den 30 september 2015 (30 september 2014)
•
•
•
•
•
Produktion om 36,0 Mboepd (21,4 Mboepd)1
Intäkter om 154,2 MUSD (189,2 MUSD)
EBITDA om 98,7 MUSD (157,6 MUSD)
Operativt kassaflöde om 177,0 MUSD (307,0 MUSD), inklusive en valutakursförlust om -201,4 MUSD, netto.
Resultat om -201,6 MUSD (4,3 MUSD)
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
30,3
36,0
24,4
21,4
23,8
Intäkter i MUSD
433,3
154,2
650,0
189,2
785,2
Periodens resultat i MUSD
-372,6
-201,6
5,1
4,3
-431,9
Periodens resultat hänförligt till
moderbolagets aktieägare i MUSD
-369,2
-200,4
8,8
5,6
-427,2
Resultat per aktie i USD2
-1,19
-0,65
0,03
0,02
-1,38
Resultat per aktie efter full
utspädning i USD2
-1,19
-0,65
0,03
0,02
-1,38
EBITDA i MUSD
291,1
98,7
506,9
157,6
671,3
Operativt kassaflöde i MUSD
524,3
177,0
804,0
307,0
1 138,5
Produktion i Mboepd1
1
2
Exkluderar produktion från ryska onshore-tillgångar till följd av försäljningen av dessa tillgångar i juli 2014.
Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
Definitioner
En utförlig förteckning av definitioner återfinns på Lundin Petroleums hemsida, www.lundin-petroleum.com, under rubriken ”Definitioner”.
Förkortningar
Oljerelaterade förkortningar
EBITDA CAD CHF EUR NOK RUR SEK USD TSEK TUSD MSEK MUSD Vinst före räntor, skatt,
av- och nedskrivningar
Kanadensiska dollar
Schweiziska francs
Euro
Norska kronor
Ryska rubler
Svenska kronor
US dollar
Tusen SEK
Tusen USD
Miljoner SEK
Miljoner USD
boe Fat oljeekvivalenter
boepd Fat oljeekvivalenter per dag
bopd Fat olja per dag
Mbbl Tusen fat
Mboe Tusen fat oljeekvivalenter
Mboepd Tusen fat oljeekvivalenter per dag
Mbopd Tusen fat olja per dag
Mcf Tusen kubikfot
›3‹
Brev till aktieägare
Kära aktieägare,
Det är en stor ära och jag är mycket stolt att idag skriva mitt första brev, till er våra aktieägare, i egenskap av ny koncernchef
och VD för Lundin Petroleum, ett bolag med unika tillgångar, ett enastående team av medarbetare, en spännande profil för
framtida tillväxt och som blivit det ledande oberoende prospekterande och producerande oljebolaget i Europa. Å mina och
hela Lundin Petroleums lednings vägnar vill jag tacka min företrädare Ashley Heppenstall för hans utomordentliga arbete
under sin tid som koncernchef och VD för Lundin Petroleum. Framför allt har jag fått en god vän för livet.
Oförändrad strategi
Som jag vid flera tillfällen tidigare har nämnt till investerare kommer Lundin Petroleums strategi att förbli oförändrad. Den
organiska tillväxten kommer att fortsätta och förblir kärnan i vår strategi. Jag hyser en stark tilltro till vår fortsatta kapacitet
att upptäcka stora resurser till en låg kostnad per enhet. Jag är övertygad om att vi på det sättet kommer att fortsätta att
generera väsentligt värde till alla våra intressenter. Jag tror också att vi, för att denna strategi skall förbli framgångsrik,
kommer att behöva fortsätta att vara fokuserade och disciplinerade för att behålla vår ledande konkurrensfördel. Parallellt
med detta är det mycket viktigt för vår verksamhet och för vår tillväxt att kunna leverera projekt inom budget och tidsplan
och att maximera vår existerande operativa effektivitet för att etablera en stabil grund med starkt kassaflöde för bolagets nästa
tillväxtfas. Det slutgiltiga målet är att positionera bolaget för att kunna generera långsiktigt hållbart värde.
Det här har varit ett väldigt aktivt år för bolaget och jag är nöjd att meddela att vi är på god väg att uppnå vårt huvudmål,
en produktion om 75 000 fat oljeekvivalenter per dag (boepd) vid slutet av året när produktion har startat från Edvard
Grieg. Dessutom uppnåddes en viktig milstolpe för bolaget i augusti med det slutliga godkännandet av Johan Sverdrups
utbyggnadsplan för Fas 1 från det norska oljeoch energidepartementet. Det här fältet är helt enkelt unikt vad gäller storlek
och lönsamhet och när produktion startas vid slutet av 2019 kommer det att bli transformerande för bolaget.
Minskade kostnadsnivåer
Trots ett lågt oljepris fortsätter vi att arbeta hårt för att bibehålla en stark balansräkning och god tillgång på likviditet. En
effektiv kapitalhantering och operativ effektivitet förblir vår främsta prioritering och vi ser nuvarande period med lågt
oljepris som en möjligheternas tid för vår verksamhet. Vi kommer även fortsatt att sträva efter att förbättra vår effektiva
kapitalhantering och operativa effektivitet samt minska kostnaderna. Kostnadsnivåerna går ner och vi ser tydliga bevis
på det på alla nivåer; prospekterings-, utvärderings-, utbyggnads-, och produktionskostnader. Det här är en bra tid för
offertupphandling och för tilldelning av stora kontrakt med det klimat av deflation som Johan Sverdrup-projektet drar
fördel av nu när samtliga stora kontrakt har tilldelats eller står i begrepp att tilldelas och jag förväntar mig ytterligare
kostnadsminskningar framöver. Dessutom är detta den perfekta tiden att lägga fast vår borrstrategi för de kommande åren
och att dra fördel av de väsentligt lägre priserna på borriggar. Lundin Petroleum befinner sig i ett mycket fördelaktigt läge
inför början av nästa år då vi inte kommer att vara bundna till några kontrakterade borriggar för våra prospekterings- och
utvärderingsaktiviteter.
Produktion och utbyggnad
Vårt produktionsresultat under det tredje kvartalet var bra med en genomsnittlig produktion om 36 000 boepd. Vi är i fas
för att uppnå vår reviderade förväntade produktion om 32 000 boepd för helåret. Brynhildfältet producerade över förväntan
med förbättrad driftstid under det tredje kvartalet, men förblir ett bekymmer både vad gäller att uppnå konstanta driftstider
samt reservoarens prestanda, vilket vi fortsätter att följa noga. Både Bøylafältet i Norge och Bertamfältet i Malaysia startade
produktion som planerat tidigare i år och topproduktionsnivåer uppnåddes från båda fälten under det tredje kvartalet 2015.
Våra utvinningskostnader för rapporteringsperioden var fortsatt låga och uppgick till cirka 10,70 USD per fat, vilket var lägre
än förväntat.
Vi har kommit långt med våra utbyggnadsprojekt och resultatet som uppnåddes vid anslutnings- och driftsättningsfasen vid
Edvard Griegfältets utbyggnad, som nu är till 80 procent färdig, är väldigt uppmuntrande. Dessutom har vi erhållit formellt
godkännande från det norska Petroleumstilsynet vad gäller hälsa, säkerhet och miljö samt operativ beredskap för att starta
produktion. Vi är på mycket god väg att starta produktion vid slutet av det fjärde kvartalet.
Det gläder mig att kunna meddela att vårt utbyggnadsprojekt Johan Sverdrup fortskrider enligt plan och att de flesta av de
stora kontrakten nu har tilldelats. Vi ser också tydliga bevis på kostnadsminskningar jämfört med uppskattningarna i den
ursprungliga utbyggnadsplanen. Statoil, som är operatör för Johan Sverdrupfältet, meddelade nyligen kostnadsminskningar
om sju procent. Jag är säker på att det här är en utveckling som kommer att fortsätta. Vi gör också stora framsteg vad gäller
att definiera Fas 2 av Johan Sverdrups utbyggnad med val av utbyggnadskoncept som förväntas ske under nästa år och
inlämnande av utbyggnadsplan under 2017.
›4‹
Prospektering och utvärdering
Vi fortsätter med vårt mycket aktiva prospekterings- och utvärderingsprogram. Två utvärderingsborrningar avslutades med
framgång under det tredje kvartalet, den första på Edvard Griegfältet på Utsirahöjden och den andra på Altafyndigheten
på Loppahöjden i södra Barents hav. Jag är nöjd med resultaten från de båda borrningarna och förväntar mig en ökning
av reserverna för Edvard Griegfältet vid slutet av året. Resultaten från 2015 års utvärderingsprogram på de östra och västra
sidorna av Altastrukturen har påvisat tryckkommunikation med den ursprungliga fyndighetsborrningen mot norr. Ytterligare
utvärderingsborrningar är att vänta under 2016 på denna spännande fyndighet.
Prospekteringsdriven organisk tillväxt förblir kärnan i Lundin Petroleums strategi. Vi meddelade nyligen Luno II Northfyndigheten på Utsirahöjden. Tillsammans med den tidigare meddelade Luno II-fyndigheten och den ytterligare resurspotential
som finns i vår arealposition, som är ledande i regionen, får det mig att tro att större volymer kommer att byggas ut via vår
Edvard Grieganläggning.
Vi kommer även fortsatt att ha en aktiv prospektering i våra kärnområden Norge och Malaysia och fortsätter att arbeta
fokuserat och med disciplin i båda dessa länder. Under 2016 kommer vi att vara aktiva i tre områden; Utsirahöjden och södra
Barents hav i Norge samt Sabahprovinsen, offshore Malaysia. Jag är särskilt entusiastisk över vår position i södra Barents hav
där vi redan har gjort två betydande fyndigheter utöver ytterligare två prospekteringsborrningar som kommer att utföras i år
(Neiden och Ørnen). Med tanke på den ledande arealposition vi nu har på Loppahöjden, där de flesta fyndigheterna har gjorts
under de senaste åren, är jag övertygad om att vi kommer att finna mer resurser. Dessutom tvivlar jag inte på att området,
med den förestående 23:e licensrundan som fokuserar på areal i Barents hav, kommer att bli en mycket aktiv region för
prospektering som utan tvekan kommer att leda till kommersiella utbyggnadsaktiviteter. Vad som enligt min mening gör detta
ännu mer spännande är att vi bara har börjat ”skrapa på ytan” i den här regionen.
Trots en långvarig tid med lågt oljepris är vi på god väg att leverera nästa fas i bolagets tillväxt. Detta kommer vi att
åstadkomma genom att starta produktion från Edvard Griegfältet mot slutet av fjärde kvartalet i år på ett säkert sätt och enligt
tidsplan och budget. Eftersom jag nyligen var offshore för att se över framsteg som gjorts är jag övertygad om att vi kommer att
göra just det.
Olje- och gasindustrin
På makronivå fortsätter vi att se en volatil period som karakteriseras av rädsla för en global ekonomisk inbromsning
ledd av Kina och tillväxtmarknader i kombination med låga oljepriser som drivs av ett överutbud av olja, som till största
delen är orsakat av okonventionell olja från USA och en ökad OPEC-produktion då oljeproducenter kämpar för att behålla
marknadsandelar. Samtidigt försöker vi bedöma vilken inverkan ytterligare produktion från Iran, Irak och Libyen kan få
på det globala oljeutbudet. Å andra sidan har vi nått den lägsta nivån på fem år beträffande antalet amerikanska oljeriggar,
onshore och motsvarande minskning i produktion av okonventionell olja har börjat. Vad gäller den konventionella sidan ser vi
dessutom drastiska budgetneddragningar och uppskjutna och annullerade projekt som påverkar ny utbyggnads-, utvärderingsoch prospekteringsverksamhet, vilket på sikt kommer att väsentligen påverka produktionstillväxt och framtida globalt utbud.
Dessutom fortsätter vi att se en betydande ökning i efterfrågan på olja i världen. Ett varaktigt lågt oljepris kommer som väntat
att påverka investeringar negativt inom alla områden och det kommer så småningom att påverka det globala utbudet. Vi
ser redan tydliga bevis på det. Jag är optimistisk att oljepriset så småningom kommer att återhämta sig men när en sådan
återhämtning kommer att ske är fortfarande ovisst. Därför måste vi vara förberedda på en potentiellt långvarig period av lågt
oljepris och på samma gång ta till vara på möjligheterna som detta skapar fullt ut.
Vi står inför utmanande tider men vårt bolag är verkligen mycket välpositionerat när vi nu går in i en ny fas av betydande
tillväxt under ledning av ett fantastiskt team. Enligt min mening kommer Lundin Petroleum komma ut ur den här perioden
starkare än någonsin.
Som Adolf Lundin brukade säga:”When the going gets tough, the tough get going”. Det har aldrig varit mer sant än i dagens
klimat.
Med vänliga hälsningar,
Alex Schneiter
Koncernchef och VD
Stockholm den 4 november 2015
›5‹
Niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2015
VERKSAMHETEN
Lundin Petroleum har prospekterings- och produktionstillgångar koncentrerade till tre kärnområden: Norge, Sydostasien
och kontinentala Europa. Norge fortsätter att utgöra majoriteten av Lundin Petroleums verksamhet med en produktion för
niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2015 (rapporteringsperioden) som stod för 66 procent av den totala
produktionen och med 95 procent av Lundin Petroleums totala reserver.
Reserver och Resurser
Lundin Petroleum har 702,5 miljoner fat oljeekvivalenter (MMboe) i reserver som omfattar 187,5 MMboe per den
31 december 2014 samt 515,0 MMboe i reserver hänförliga till Johan Sverdrupfältet per den 11 augusti 2015. Samtliga reserver
har reviderats av en oberoende tredje part. Lundin Petroleum har också upptäckta oljeoch gasresurser som klassificeras som
betingade resurser och som ännu inte har klassificerats som reserver. Lundin Petroleums betingade resurser uppgick enligt
bästa estimat till 404 MMboe, netto per den 31 december 2014.
Produktion
Produktionen för rapporteringsperioden uppgick till 30,3 tusen fat oljeekvivalenter per dag (Mboepd) (jämfört med
24,4 Mboepd för samma period 2014) och omfattade följande:
Produktion
i Mboepd
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
17,8
19,9
15,4
12,8
15,0
2,8
2,6
2,9
3,0
2,9
Olja
Norge
Frankrike
Malaysia
4,2
8,1
–
–
–
24,8
30,6
18,3
15,8
17,9
Norge
2,1
2,0
2,7
2,3
2,6
Nederländerna
1,7
1,9
1,9
1,8
1,9
Indonesien
1,7
1,5
1,5
1,5
1,4
Summa produktion gas
5,5
5,4
6,1
5,6
5,9
8 263,7
3 312,3
6 664,1
1 961,4
8 688,8
30,3
36,0
24,4
21,4
23,8
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
Summa produktion olja
Gas
Summa produktion
Kvantitet i Mboe
Kvantitet i Mboepd
Not: Jämförelsetalen har räknats om till följd av försäljningen av de ryska onshore tillgångarna under 2014.
Norge
Produktion
Produktion
i Mboepd
1
l.a.1
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
Alvheim
15%
8,1
8,2
9,7
8,8
9,6
Volund
35%
5,2
4,8
7,8
5,9
7,4
Bøyla
15%
2,1
2,4
–
–
–
Brynhild
90%
4,2
6,2
–
–
0,1
Gaupe
40%
0,3
0,3
0,6
0,4
0,5
19,9
21,9
18,1
15,1
17,6
Lundin Petroleums licensandel (l.a.)
Produktionen från Alvheimfältet har under rapporteringsperioden i stort sett varit i linje med förväntningarna.
Produktionsnivåerna var något begränsade under delar av första och andra kvartalen 2015 på grund av underhållsarbete
på en av gaskompressorerna på Alvheim FPSO:n samt på grund av driftsstopp av två borrningar till följd av närliggande
kompletterande borrningar respektive problem med borrhålsintegritet. Alvheimfältets reservoarprestanda är fortsatt god
och Alvheim FPSO:n fortsätter också att uppnå utmärkt driftstid, som under rapporteringsperioden översteg 95 procent.
Två nya kompletterande borrningar på Alvheim har med framgång slutförts av borriggen Transocean Winner under
›6‹
rapporteringsperioden. Den första utav dessa kompletterande borrningar, L4-borrningen, började producera i april
2015 och den andra kompletterande borrningen, K6-borrningen, förväntas börja producera i december 2015. Under
rapporteringsperioden utförde borriggen Transocean Winner även underhållsarbete på K3-borrningen på Alvheim, vilken
återupptog produktion i maj 2015. Transocean Winner genomför för närvarande den kompletterande multilaterala
borrningen A5 som förväntas starta produktion i mitten av 2016. Utbyggnaden av fyndigheterna Viper/Kobra godkändes av
Alvheimpartnerskapet i december 2014 med två produktionsborrningar planerade under 2016 och med produktionsstart
förväntad i slutet av 2016. Utvinningskostnaderna för Alvheimfältet var under rapporteringsperioden lägre än 5 USD per fat,
exklusive underhållsarbete av borrningar.
Volundfältets produktion har under rapporteringsperioden varit något lägre än förväntat på grund av begränsningar i
vätskegenomflöde och gaskompression på Alvheim FPSO:n. Ytterligare möjligheter för kompletterande borrningar har
identifierats på Volundfältet och åtminstone en kompletterande borrning är planerad. Utvinningskostnaderna för Volundfältet
var under rapporteringsperioden lägre än 4 USD per fat.
Bøylafältets produktion har under rapporteringsperioden varit enligt förväntan. Produktion från Bøylafältet startade i
januari 2015 från en produktionsborrning och den vatteninjicerande borrningen anslöts i mars 2015. Den tredje och sista
utbyggnadsborrningen startade produktion i augusti 2015, varefter platåproduktion uppnåddes.
Produktionen från Brynhildfältet har under rapporteringsperioden varit över förväntan till följd av att driftstiden för Haewene
Brim FPSO:n varit bättre än förväntat. Den initiala produktionen, som påbörjades i december 2014, uppnåddes från två
produktionsborrningar och den tredje och sista produktionsborrningen togs i produktion i slutet av augusti 2015. Systemet för
vatteninjicering har med framgång testats och förväntas starta under det fjärde kvartalet 2015. Samtidigt som produktionen
har varit över förväntan fortsätter driftstiden att utgöra en utmaning med återkommande oplanerade driftsstopp till följd av
vissa anläggningsrelaterade problem. Dessutom är platåproduktionen lägre än den ursprungligen guidade uppskattningen
om 12 000 bopd, brutto till följd av att vatten brutit igenom tidigare än förväntat i reservoaren. Även om endast begränsad
produktionsdata finns tillgänglig och vatteninjicering ännu inte har påbörjats visar tidiga indikationer från tryckdata att
volymerna kopplade till utbyggnadsborrningarna kan vara lägre än vad som ursprungligen uppskattats. Ett uppdaterat
reservestimat kommer att meddelas i början av 2016 när bolagets årliga revision av reserver slutförts.
Även om de återstående reserverna inte har bokats för Gaupefältet återupptogs produktion vid fältet i april 2015, och det
kommer att producera till och från under förutsättning att de ekonomiska förutsättningarna är gynnsamma.
Utbyggnad
PDO
Uppskattade
godkännande bruttoreserver
Förväntad
produktionsstart
Förväntad
platåproduktion,
brutto
Licens
Fält
l.a.
Operatör
PL338
Edvard Grieg
50%
Lundin
Petroleum
juni 2012
187 MMboe
Q4 2015
100,0 Mboepd
flera
Ivar Aasen
1,385%
Det norske
maj 2013
192 MMboe
Q4 2016
65,0 Mboepd
flera
Johan Sverdrup
22,60%
Statoil
augusti 2015
1,65–3,02 miljarder
boe
sent 2019
550,0–650,0
Mboepd
Edvard Grieg
Edvard Griegfältet följer tidsplan för att starta produktion mot slutet av 2015. Arbetet med driftsättning och anslutning gör
goda framsteg med över 600 personer som för närvarande arbetar med installationen av Edvard Grieg. Vid slutet av oktober
2015 var 80 procent av driftsättnings- och anslutningsarbetet slutfört.
Flera milstolpar har nåtts under rapporteringsperioden. I april 2015 slutförde Kværner konstruktionsarbetet med
processdäcken inom tidsplan och budget. Installation offshore av processdäcken på den förinstallerade jacketen slutfördes
med framgång av Heeremas lyftkran Thialf i juli 2015. Den nybyggda flytande boendeplattformen Safe Boreas, som används
för driftsättningsarbetet offshore, sammanlänkades med Edvard Griegplattformen genom brygginstallationer i juli 2015 och
kommer att vara kvar tills anslutnings- och driftsättningsarbetet offshore har slutförts. Det norska Petroleumstilsynet (PSA)
har gett sitt samtycke till att produktion kan starta från Edvard Grieg efter att driftsättningsarbetet är avslutat. Den 94 km
långa gasledningen installerades under 2014 och den 43 km långa oljeledningen till exportsystemet vid Grane installerades
med framgång under rapporteringsperioden. Utbyggnadsborrningar med jack-up-riggen Rowan Viking påbörjades under det
tredje kvartalet 2014 och de två första produktionsborrningarna har med framgång slutförts och är klara för produktionsstart.
Rowan Viking används för närvarande som extra boende för anslutnings- och driftssättningsarbetet och kommer att återuppta
utbyggnadsborrning i november 2015. En tredje produktionsborrning beräknas vara klar runt slutet av 2015. Platåproduktion
från Edvard Griegfältet förväntas nås under andra halvan av 2016 och utbyggnadsborrningar kommer att fortsätta in i 2018.
En utvärderingsborrning i den södra delen av Edvard Griegfältet slutfördes med framgång i augusti 2015. Borrningen
påträffade en oljekolonn om 66 meter, brutto i grovkornig sandstensreservoar av medel till god kvalitet. Resultaten från
utvärderingsborrningen förväntas innebära en ökning av reserverna för Edvard Griegfältet och en sådan reservökning
redovisas sannolikt vid årets slut 2015.
›7‹
Ivar Aasen
Ivar Aasen byggs ut med en plattform på ståljacket med ett processdäck bestående av boendekvarter och borranläggningar
med process för olje-, gas- och vattenseparation för vidare export till Edvard Griegplattformen för slutlig behandling och
pipelineexport. Installation av ståljacketen slutfördes med framgång i juni 2015 och installation av pipelinen startade under
det tredje kvartalet 2015. Processdäcksanläggningen är till cirka 85 procent slutförd och mekaniskt slutförande förväntas
till första kvartalet 2016. Installation av processdäcket beräknas ske under sommaren 2016. Produktionsstart av Ivar Aasen
beräknas till det fjärde kvartalet 2016.
Johan Sverdrup
Projektet Johan Sverdrup fortgår enligt plan och ett betydande antal avtal har nu tilldelats och konstruktionsarbete påbörjats.
I februari 2015 lämnade partnerskapet för Johan Sverdrup in en utbyggnadsplan (Plan for Development and Operations,
PDO) för Fas 1 till det norska oljeoch energidepartementet. Det norska Stortinget gav sitt stöd för utbyggnadsplanen i juni
2015 och oljeoch energidepartementet godkände planen i augusti 2015. Utbyggnadsplanen för Fas 1 innehåller också vissa
utbyggnadskoncept för hela fältet, vilket innefattar en förväntad platåproduktion för hela fältet om mellan 550 000 och
650 000 boepd, brutto och reserver om mellan 1,65 och 3,02 miljarder boe, brutto varav cirka 95 procent av reserverna är olja.
Samtidigt som utbyggnadsplanen lämnades in, lämnade också majoriteten av partnerskapet in ett avtal om licensfördelningen
i Johan Sverdrupfältet, med en licensandel om 22,12 procent till Lundin Petroleum. I avsaknad av en överenskommelse om
fältets samordning lämnades beslutet om parternas slutliga licensandelar i avtalet till den norska oljeoch energiministern.
Den 2 juli 2015 meddelade oljeoch energiministern den slutliga licensfördelningen för Johan Sverdrupfältet, vilket
resulterade i att Lundin Petroleums licensandel ökades från 22,12 procent till 22,60 procent.
Utbyggnadsplanen för Fas 1 innefattar ett fältcenter bestående av en processanläggningsplattform, en plattform för
stigrör, en plattform med borranläggningar och en boendeplattform. Plattformarna kommer att installeras på ståljackets
i vattendjup om 120 meter och kommer att sammanlänkas genom brygginstallationer. Ett betydande antal kontrakt har
redan tilldelats för utbyggnaden av Fas 1. Samtliga fyra kontrakt för processdäcken har tilldelats, varav EPC-kontrakten för
borrplattformen till Aibel och för service- och boendeplattformen till Kværner/KBR, medan ett kontrakt för tillverkning
av stigrörs- och processplattformarna tilldelats Samsung Heavy Industries. Aker Solutions har tilldelats kontrakt för
upphandling och projektering av process- och stigrörsplattformarna. Kontrakt har ingåtts med Allseas för de tunga lyft
som ska göras i samband med installationen av tre av processdäcken. Kontrakt för konstruktionen av tre ståljackets för
stigrör-, process- och borrplattformarna har tilldelats Kværner, medan kontraktet för konstruktion av ståljacketen för
boende- och serviceplattformen har tilldelats Dragados Offshore. Odfjell Drilling har tilldelats kontrakt för borrningarna.
Förborrningsramen har installerats offshore och borrningar beräknas starta under det andra kvartalet 2016.
Produktion från Fas 1 av utbyggnaden beräknas starta i slutet av 2019 och förväntas ha en produktionskapacitet om mellan
315 000 och 380 000 bopd, brutto. För att uppnå produktion för Fas 1 förväntas 35 produktions- och injiceringsborrningar att
genomföras, av vilka 14 borrningar kommer att genomföras innan produktionsstart med en halvt nedsänkbar borrigg, för att
möjliggöra platåproduktionen för Fas 1.
Vid tidpunkten för inlämnandet av utbyggnadsplanen för Fas 1 i februari 2015 uppskattades bruttoinvesteringen för Fas 1
till 117 miljarder NOK (real 2015). Eftersom de flesta stora kontrakt nu har tilldelats har den senaste kostnadsuppskattningen
minskats med cirka sju procent och med ett fortsatt klimat av deflation som råder inom leverantörskedjan anser Lundin
Petroleum att det är troligt att det finns utrymme för ytterligare kostnadsminskningar.
Utvärdering
Borrprogram för utvärdering 2015
Licens
Operatör
l.a.
Borrning
Startdatum
Status
PL609
Lundin Petroleum
40%
7220/11-2 &
7220/11-2A
mars 2015
Slutförd i juni 2015
PL609
Lundin Petroleum
40%
7220/11-3 &
7220/11-3 A
juni 2015
Slutförd i september 2015
PL338
Lundin Petroleum
50%
16/1-23S
juni 2015
Slutförd i augusti 2015
Lundin Petroleum har slutfört två utvärderingsborrningar på Alta i södra Barents hav under rapporteringsperioden.
Uvärderingsborrningen Alta-2, 7220/11-2, och sidospårsborrning 7220/11-2 A genomfördes på den västra sidan av
Altafyndigheten, cirka 6,5 km sydväst om fyndighetsborrning 7220/11-1. Borrning 7220/11-2 påträffade en 50 meter tjock
gaskolonn av varierande reservoarkvalitet. Sidospårsborrning 7220/11-2 A genomfördes ytterligare 330 meter västerut och
påträffade olja med rörliga kolväten i förbättrad reservoarkvalitet och en maximal flödesnivå om 860 bopd och 0,65 miljoner
kubikfot gas per dag testades. Både den vertikala borrningen och sidospårsborrningen påvisade tryckkommunikation med
fyndighetsborrningen 6,5 km mot nordost.
›8‹
Utvärderingsborrning Alta-3, 7220/11-3, och sidospårsborrning 7220/11-3 A genomfördes på den östra sidan av
Altafyndigheten, cirka fyra km söder om fyndighetsborrning 7220/11-1 och tre km nordöst om utvärderingsborrning
Alta-2. Borrning 7220/11-3 påträffade ett 120 meter tjockt kolväteförande intervall, varav 45 meter är olja, i bergart av
god till väldigt god reservoarkvalitet. Sidospårsborrning 7220/11-3 A, som genomfördes 400 meter sydost om 7220/11-3
påträffade en kolvätekolonn om 74 meter, brutto varav 44 meter var olja i bergart av varierande kvalitet. Borrningen påvisade
tryckkommunikation med fyndighetsborrningen och med Alta-2. På grund av tidsbegränsningar på riggen var det inte möjligt
att testa utvärderingsborrning Alta-3.
Under 2016 planerar Lundin Petroleum att återuppta utvärderingsborrning Alta-3 för ett produktionstest samt genomföra
ytterligare två utvärderingsborrningar.
Prospektering
Borrprogram för prospektering 2015
Licens
Borrning
Start datum
Mål
l.a.
Operatör
Resultat
PL338C
16/1-24
februari
Gemini
50%
Lundin Petroleum
Torr
PL674BS
26/10-1
januari
Zulu
35%
Lundin Petroleum
Gasfyndighet –
icke-kommersiell
PL359
16/4-9S
juni
Luno II North
50%
Lundin Petroleum
Oljefyndighet
PL338C
16/1-25S
oktober
Rolvsnes
50%
Lundin Petroleum
Pågående
fjärde kvartalet
Ørnen
40%
Lundin Petroleum
oktober
Neiden
40%
Lundin Petroleum
Pågående
Utsirahöjden
Södra Barents hav
PL708
PL609
7220/6-2
Övriga områden
PL579
33/2-1
mars
Morkel
50%
Lundin Petroleum
Oljefyndighet –
icke-kommersiell
PL734
10/4-1
juni
Zeppelin
30%
Wintershall
Torr
fjärde kvartalet
Lorry
40%
Lundin Petroleum
PL700
Under rapporteringsperioden har Lundin Petroleum slutfört fem prospekteringsborrningar i Norge.
Borrningen av Zulustrukturen i PL674BS påträffade en sandsekvens om 24 meter som innehöll gas. Gasfyndigheten Zulu
bedöms som icke-kommersiell.
Borrningen av Geministrukturen i PL338C, belägen omedelbart väster om Edvard Griegfältet, påträffade inga kolväten och
pluggades igen och lämnades som torr.
Zeppelinstrukturen i PL734 i södra Nordsjön meddelades som torr i juli 2015. Borrningen, för vilken Wintershall var operatör,
påträffade en reservoar inom Vestlandgruppen men den var torr.
Morkelstrukturen i PL579 i norra Nordsjön meddelades som en icke-kommersiell oljefyndighet i juni 2015. Borrningen
genomfördes omkring 40 km nordväst om fältet Snorre och påträffade sandsten från triasperioden i ett reservoarintervall om
173 meter med låg reservoarkvalitet och svaga produktionsegenskaper.
Borrningen av Luno II-strukturen i PL359, belägen 15 km söder om Edvard Grieg, slutfördes i augusti 2015 och resulterade i en
oljefyndighet. Borrningen påträffade en oljekolonn om 23 meter, brutto i konglomeratisk sandsten av hyfsad kvalitet från
jura/triasperioden. Ett produktionstest genomfördes och uppnådde en flödesnivå om 1 000 bopd. Fyndigheten Luno II
uppskattas innehålla betingade resurser om mellan 12 och 26 MMboe, brutto.
Lundin Petroleum kommer att genomföra ytterligare fyra borrningar offshore Norge under 2015, med målsättning att nå
obekräftade prospekteringsresurser om cirka 335 MMboe, netto.
Lundin Petroleum planerar minst tre prospekteringsborrningar i Norge under 2016 och åtminstone en borrning planeras i
södra Barents hav. Två prospekteringsborrningar planeras på Utsirahöjdsområdet, en i PL544 med Lundin Petroleum som
operatör (l.a. 40%) med Fosenstrukturen som målsättning och en som partner i PL265 (I.a. 10%) med Presentstrukturen
nordväst om Johan Sverdrupfältet som målsättning. Prospekteringsprogrammet i Utsirahöjdsområdet har som målsättning
obekräftade prospekteringsresurser om 80 MMboe, netto.
›9‹
Under förra året tecknade Lundin Petroleum, tillsammans med 32 andra företag, avtal med Western Geco och PGS för utökad
insamling av 3D-seismik i norska östra Barents hav inför den 23:e licensrundan. 3D-insamlingen slutfördes under det tredje
kvartalet 2014 och bearbetningen har slutförts under rapporteringsperioden. I januari 2015 meddelade det norska oljeoch
energidepartementet att 57 block, eller delar utav block, kommer att utlysas i den 23:e licensrundan, varav majoriteten är
belägna i Barents hav. Sista ansökningsdatum för licenser är i december 2015 och tilldelningarna förväntas meddelas under
det första halvåret 2016. Olje- och energidepartementet har också utlyst 2015 års APA licensrunda, med sista ansökningsdatum
i september 2015 och en eventuell tilldelning av licenser förväntas ske under det första kvartalet 2016.
Licenstilldelningar, transaktioner och återlämnanden av licenser
I januari 2015 meddelade det norska olje-och energidepartementet tilldelade licenser i 2014 års APA licensrunda. Lundin
Petroleum tilldelades åtta licenser, varav sex som operatör.
Under rapporteringsperioden farmade Lundin Petroleum ut 30 procent i PL338C (I.a. 50% efter utfarmning), 30 procent i
PL544 (I.a. 40% efter utfarmning) och 30 procent i PL410 (I.a. 52,352% efter utfarmning) till Lime Petroleum Norway. Under
rapporteringsperioden har PL490, PL641, PL646, PL639 och PL546 återlämnats. Lundin Petroleum har återlämnat PL583 och
blivit operatör för PL533, som är belägen omedelbart väster om Altafyndigheten och i samma geologiska förlängning som
fyndigheten Castberg som nyligen gjorts i södra Barents hav. Lundin Petroleum avyttrade också sin licensandel i PL006C
(I.a. 75%), inklusive fyndigheten South East Tor, till Faroe Petroleum. Vissa av ovanstående transaktioner och återlämningar är
villkorade av statligt godkännande.
I oktober 2015 slutförde Lundin Petroleum förvärvet av en licensandel om 35 procent, som operatör, i PL758 och PL800 från
EnQuest Norge AS.
Kontinentala Europa
Produktion
Produktion
i Mboepd
l.a.
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
Frankrike
1
– Paris Basin
100% 1
2,3
2,3
2,4
2,5
2,5
– Aquitaine
50%
0,5
0,3
0,5
0,5
0,4
Nederländerna
flera
1,7
1,9
1,9
1,8
1,9
4,5
4,5
4,8
4,8
4,8
Licensandel i Dommartin Lettree-fältet 42,5 procent
Frankrike
Produktionsnivåerna i Frankrike har under rapporteringsperioden i stort sett varit i linje med förväntningarna. Goda
produktionsresultat har uppnåtts på vissa fält i Aquitaine Basin efter att underhållsarbete har slutförts, vilket har reducerats
av något minskade produktionsnivåer i Paris Basin. Som en försiktighetsåtgärd har en av produktionsborrningarna på
Villeperduefältet i Paris Basin varit under driftsstopp sedan augusti 2015 på grund av ett underkänt trycktest. Under september
omfördelades majoriteten av produktionen från den borrningen till en vatteninjiceringsborrning och större delen av
produktionen har därmed återupptagits. Tre fält har varit under driftsstopp i Aquitaine Basin sedan juli 2015 på grund av en
felande pipeline. En alternativ transporteringslösning förväntas införas vid årsslutet 2015.
Konstruktionen av onshore anläggningar och två utbyggnadsborrningar på återutbyggnadsprojektet Vert la Gravelle i Paris
Basin har slutförts och produktion från borrningarna har startat enligt förväntan.
Nederländerna
Produktion från Nederländerna har varit över förväntan under rapporteringsperioden till följd av goda produktionsresultat
från de nya utbyggnadsborrningarna Slootdorp 6 och 7.
Utbyggnadsborrningen K5-A5 inom enheten K4/K5 (I.a. 1,216%) genomfördes med framgång under 2014 och produktion
startade i maj 2015. Utbyggnadsborrningen E17-A5 (I.a. 1,20%) har slutförts med framgång under rapporteringsperioden
och produktion startade i juli 2015. Båda utbyggnadsborrningarna onshore på Slootdorp 6 och 7 (I.a. 7,2325%) har slutförts
och tagits i produktion under juli 2015. Utbyggnadsborrningen K5-A6 inom enheten K4/K5 (I.a. 1,216%) genomfördes under
rapporteringsperioden, men reservoaren påträffades som tom och borrningen har pluggats igen och lämnats.
Prospekteringsborrningen Langezwaag-2 i Gorredijklicensen (I.a. 7,75%) genomfördes med framgång under 2014 och togs i
produktion i januari 2015.
Under 2016 kommer Lundin Petroleum att medverka som partner i två prospekteringsborrningar onshore och två
utbyggnadsborrningar offshore.
› 10 ‹
Sydostasien
Malaysia
Produktion
Produktion
i Mboepd
l.a.
Bertam
75%
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
4,2
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
8,1
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
–
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
–
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
–
Offshore Malaysiska halvön
Produktionsnivåerna från Bertamfältet i PM307 (I.a. 75%) har under rapporteringsperioden i stort sett varit enligt förväntan.
Produktion från Bertamfältet startade i april 2015 från fyra borrningar. Sedan produktionsstarten har ytterligare sju borrningar
slutförts och tagits i produktion, och fältet producerar sedan mitten av oktober 2015 från 11 borrningar och med utmärkt
driftstid från Bertam FPSO:n.
Utbyggnadsborrningarna som hittills genomförts på Bertamfältet indikerar att den västra delen av fältet är strukturellt
djupare medan den östra delen av fältet är strukturellt högre jämfört med den ursprungliga modellen. Uppdateringen
av den strukturella modellen har lett till några förändringar vad gäller sekvens och målsättning för de senare
utbyggnadsborrningarna. I oktober 2015 genomförde partnerskapet utvärderingsborrning Bertam-3 med framgång, som
bekräftade ytterligare resurser i den nordöstra delen av fältet. En långtgående horisontell utbyggnadsborrning kommer att
genomföras från Bertams borrplattform tidigt under 2016 och sättas i produktion direkt efter slutförandet. Med 11 borrningar
som nu är i produktion uppnådde Bertamfältet en topproduktion om cirka 14 000 boepd, brutto. Bertamfältet uppskattas
innehålla reserver om 18 MMboe, brutto och de totala utbyggnadskostnaderna uppskattas till 400 MUSD, brutto exklusive
kostnader hänförliga till FPSO:n.
I oktober 2015 slutförde Lundin Petroleum prospekteringsborrningen av Mengkuang, 75 km nordväst om Bertamfältet i
PM307. Borrningen gjorde en liten gasfyndighet med nio meter högkvalitativ reservoarsand.
Under rapporteringsperioden har Lundin Petroleum tilldelats JX Nippons 40-procentiga andel i block PM308A, vilket ger
Lundin Petroleum en andel om 75 procent. Lundin Petroleum och Petronas Carigali har därefter beslutat om att genomföra
borrning på Seladastrukturen som ligger inom blocken PM307 (WI 75%) och PM308A (WI 75%), och ägarstrukturen i
dessa två block är nu helt överensstämmande. Prospekteringsborrningen på Selada kommer att starta efter att den tredje
utvärderingsborrningen på Bertam slutförts. Seladastrukturen är belägen cirka 15 km söder om Bertamfältet och i händelse av
en oljefyndighet skulle utbyggnad kunna göras som en återkoppling till Bertam FPSO:n.
Offshore Sabah, östra Malaysia
Lundin Petroleum har avslutat analysen av existerande 3D-seismik för att välja ut de mest lovande
prospekteringsmöjligheterna i SB307/SB308 (I.a. 85%) och planerar att tillsammans med Petronas Carigali genomföra två
prospekteringsborrningar i början av 2016. Målsättning är de två strukturerna Imbok och Bambazon som ligger i samma
geologiska förlängning som Shells producerande oljefält St Joseph, Barton och South Furious. Strukturerna Imbok och
Bambazon uppskattas innehålla obekräftade prospekteringsresurser om 53 respektive 56 MMboe, brutto. I juli 2015 övertog
Lundin Petroleum EnQuests licensandel om 42,5 procent i SB307/SB308, vilket ökat Lundin Petroleums licensandel till
85 procent.
Indonesien
Produktion
Produktion
i Mboepd
Singa
l.a.
25,9%
1 jan 015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
1,7
1,5
1,5
1,5
1,4
Produktionen från Singafältet har i stort sett varit enligt förväntan under rapporteringsperioden. Efterfrågan på gas har
varit lägre än normalt under september och oktober månad 2015 på grund av den stora mängd dimma som skogsbränder i
Indonesien orsakat och som under dessa månader har påverkat produktionsnivåerna negativt.
I oktober 2015 meddelade Lundin Petroleum att ett försäljningsavtal undertecknats med PT Medco Energi Internasional TBK
om försäljning av verksamheten i Indonesien till en kontant ersättning om 22 MUSD. Avtalet trädde i kraft den 1 oktober 2015.
Tillgångarna i Indonesien omfattar en licensandel utan operatörskap i det producerande gasfältet Singa och licensandelar
med operatörskap i blocken South Sokang och Cendrawasih VII samt ett gemensamt avtal för genomförande av studier (Joint
Study Agreement) i Cendrawasih VIII-blocket. Lundin Petroleum kan också komma att få rätt till vissa villkorade ersättningar
hänförliga till gasfältet Singa och har en option att erhålla en framtida licensandel i Cendrawasih-blocken. Transaktionens
slutförande är beroende av godkännande från den indonesiska staten, vilket förväntas ske under det första kvartalet 2016.
› 11 ‹
Övriga områden
Ryssland
Laganskyblocket
I Laganskyblocket (I.a. 70%) i norra Kaspien gjordes år 2008 en betydande oljefyndighet, Morskaya, som enligt bästa estimat
uppskattas innehålla betingade bruttoresurser om 157 MMboe. I maj 2015 meddelade Lundin Petroleum att Rosnedra, den
ryska licensmyndigheten, utfärdat en produktionslicens för Morskayafältet som är beläget inom Laganskyblocket.
Corporate Responsibility – Samhällsansvar
Sustainalytics rapport för miljö, samhälle och styrning (ESG) har betygsatt Lundin Petroleum högre än bolagets konkurrenter
och branschgenomsnittet i oktober 2015. Lundin Petroleum fick betyget ”Outperformer” och rankades som nummer
17 av 177 företag, vilket placerar Lundin Petroleum i den 91:a percentilen.
Under rapporteringsperioden inträffade två incidenter (Lost Time Incidents, LTI). LTI-frekvens sedan början av kalenderåret är
0,38 per 200 000 timmar och den totala frekvensen för rapporterade incidenter (Total Recordable Incident Rate, TRIR) är 0,91.
FINANSIELL ÖVERSIKT
Resultat
Resultatet för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2015 (rapporteringsperioden) uppgick till -372,6 MUSD
(5,1 MUSD). Förlusten var till största delen ett resultat av lägre oljepriser och en högre finansiell kostnad till följd av den
starkare dollarkursen under rapporteringsperioden som resulterade i en till största delen icke-kassaflödespåverkande
valutakursförlust, vilken till viss del kompenserades av en 24-procentig produktionsökning. Resultatet hänförligt till
moderbolagets aktieägare för rapporteringsperioden uppgick till -369,2 MUSD (8,8 MUSD), motsvarande resultat per aktie om
-1,19 USD (0,03 USD).
Resultat före räntor, skatt, ned- och avskrivningar (EBITDA) uppgick till 291,1 MUSD (506,9 MUSD) för rapporteringsperioden,
motsvarande EBITDA per aktie om 0,94 USD (1,62 USD). Operativt kassaflöde för rapporteringsperioden uppgick till
524,3 MUSD (804,0 MUSD), motsvarande operativt kassaflöde per aktie om 1,70 USD (2,57 USD).
Koncernförändringar
Inga större förändringar har skett inom koncernen under rapporteringsperioden.
Intäkter
Intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 433,3 MUSD (650,0 MUSD) och utgörs av försäljning av olja och gas, förändring
i underoch överuttagsposition och övriga intäkter som framgår av not 1.
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden uppgick till 425,4 MUSD (623,9 MUSD), netto. Lundin Petroleums
genomsnittspris som erhållits per fat oljeekvivalenter uppgick till 53,12 USD (94,92 USD) och framgår av nedanstående tabell.
Det genomsnittliga priset för Nordsjöolja (Dated Brent) för rapporteringsperioden uppgick till 55,31 USD (106,52 USD) per fat.
› 12 ‹
Försäljning av olja och gas för rapporteringsperioden framgår av not 3 och omfattar nedanstående:
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
4 939,9
2 101,7
4 001,8
790,9
5 183,3
54,86
49,53
111,58
103,77
102,35
– Kvantitet i Mboe
768,4
217,2
804,9
351,9
1 028,7
– Genomsnittspris per boe
56,31
46,10
104,23
99,64
94,08
Försäljning
Genomsnittspris per boe i USD
Försäljning olja
Norge
Frankrike
Nederländerna
1,2
0,6
1,1
0,5
1,1
50,42
49,90
93,48
93,03
91,64
842,8
620,1
–
–
–
52,49
48,05
–
–
–
6 552,3
2 939,6
4 807,8
1 143,3
6 213,1
54,73
48,96
110,34
102,49
100,98
569,7
177,9
865,0
226,7
1 080,8
46,67
43,39
55,86
45,64
56,02
473,9
170,1
526,5
163,9
687,9
40,65
38,79
51,47
42,17
51,11
412,7
130,1
373,8
130,2
457,2
50,85
50,73
48,07
47,59
47,87
1 456,3
478,1
1 765,3
520,8
2 225,9
45,90
43,75
52,90
45,03
52,83
8 008,6
3 417,7
6 573,1
1 664,1
8 439,0
53,12
48,23
94,92
84,51
88,28
Malaysia
Summa försäljning olja
Försäljning gas och NGL
Norge
Nederländerna
Indonesien
Summa försäljning gas
Summa försäljning
Försäljning av olja och gas redovisas när risken har övergått på köparen. Sålda volymer kan avvika från producerade volymer
under en period beroende på permanenta skillnader och tidsskillnader. Permanenta skillnader uppkommer som ett resultat av
royaltybetalningar som gjorts i sak samt av produktionsdelningskontrakt. Tidsskillnader kan uppkomma på grund av underoch överuttag, volymförändringar i lager, förvaring och pipeline.
Förändringen i underoch överuttagsposition uppgick till en kostnad om 7,7 MUSD (13,8 MUSD intäkt), netto för
rapporteringsperioden. Det var ett överuttag på Brynhildfältet som till viss del kompenserades av ett underuttag från fälten i
det större Alvheimområdet under rapporteringsperioden, beroende på tidpunkten för uttag i förhållande till produktion.
Övriga intäkter uppgick till 15,6 MUSD (12,3 MUSD) för rapporteringsperioden och inkluderade leasingintäkter för Bertam
FPSO:n från en tredje part, en justering för kvalitetsskillnader för olja från Alvheim, tariffintäkter från Frankrike och
Nederländerna samt intäkter för upprätthållande av strategiska lagernivåer i Frankrike.
Produktionskostnader
Produktionskostnader, inklusive förändringar i lager, uppgick för rapporteringsperioden till 114,6 MUSD (104,7 MUSD) och
framgår av nedanstående tabell.
› 13 ‹
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
88,3
32,5
72,2
19,7
94,4
10,68
9,80
10,84
10,06
10,86
8,1
2,3
15,0
5,2
18,4
0,99
0,70
2,25
2,65
2,12
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
Utvinningskostnader
– i MUSD
– i USD per boe
Tariff- och transportkostnader
– i MUSD
– i USD per boe
Royalty och direkta skatter
– i MUSD
– i USD per boe
2,6
1,1
2,8
0,9
3,6
0,31
0,33
0,42
0,47
0,41
Förändringar i lager
– i MUSD
-5,8
-0,3
0,5
2,1
-0,8
-0,70
-0,10
0,08
1,10
-0,09
– i MUSD
21,4
14,5
14,2
-3,5
-49,1
– i USD per boe
2,59
4,37
2,13
-1,82
-5,65
– i USD per boe
Övrigt
Totala produktionskostnader
– i MUSD
114,6
50,1
104,7
24,4
66,5
– i USD per boe
13,87
15,10
15,72
12,46
7,65
Not: USD per boe har beräknats som kostnaden dividerat med den totala producerade volymen för perioden.
De totala utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 88,3 MUSD (72,2 MUSD). Rapporteringsperioden
inkluderade kostnader om 7,3 MUSD, hänförliga till underhållsarbeten på Alvheimfältet och 5,0 MUSD hänförliga
till Brynhildfältet som främst avsåg dess andel av ersättningskostnaden för FPSO:ns förtöjningsanordning. De totala
utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 73,5 MUSD (52,9 MUSD), exklusive verksamhetsrelaterade
projekt. Ökningen jämfört med samma period föregående år var hänförlig till utvinningskostnaderna för fälten Brynhild
och Bertam, vilka startade produktion under det fjärde kvartalet 2014 respektive andra kvartalet 2015. Ökningen
kompenserades delvis av en starkare dollarkurs, som minskade kostnaden för att finansiera utgifter i andra valutor under
rapporteringsperioden.
Utvinningskostnaderna för rapporteringsperioden uppgick till 10,68 USD (10,84 USD) per fat, inklusive verksamhetsrelaterade
projekt. Om verksamhetsprojekt exkluderas, uppgick utvinningskostnaderna till 8,89 USD (7,94 USD) per fat.
Tariff- och transportkostnader för rapporteringsperioden uppgick till 8,1 MUSD (15,0 MUSD). Minskningen jämfört med samma
period föregående år beror främst på lägre producerade volymer från fälten Volund och Gaupe under rapporteringsperioden.
Övriga kostnader uppgick till 21,4 MUSD (14,2 MUSD) och var hänförliga till kostnadsdelningsavtalet för Brynhildfältet,
i enlighet med vilket utvinningskostnaderna varierar med oljepriset fram till mitten av 2017. Detta avtal värderas till
verkligt värde till terminskursen på olja och till följd av den låga kursen vid slutet av 2014 redovisades en tillgång per den
31 december 2014. Tillgången skrivs av i resultaträkningen över avtalets återstående löptid.
Avskrivningar och återställningskostnader
Avskrivningar hänförliga till oljeoch gastillgångar uppgick till 176,6 MUSD (98,4 MUSD), motsvarande en genomsnittlig
kostnad om 21,38 USD (14,76 USD) per fat, och beskrivs i not 3. De högre avskrivningarna för rapporteringsperioden jämfört
med samma period föregående år beror på produktionsstart av fälten Brynhild, Bøyla och Bertam och kompenseras till viss
del av lägre producerade volymer från fälten Alvheim och Volund under rapporteringsperioden. Norge bidrog till 62 procent
(66 procent) av de totala avskrivningarna för rapporteringsperioden, motsvarande en genomsnittlig kostnad om 20,16 USD
(13,19 USD) per fat.
Avskrivningar av övriga tillgångar uppgick under rapporteringsperioden till en kostnad om 16,5 MUSD (- MUSD) och var
hänförlig till Bertam FPSO:n.
Prospekteringskostnader
Prospekteringskostnaderna i resultaträkningen uppgick till 116,3 MUSD (129,5 MUSD) för rapporteringsperioden och beskrivs
i not 3. Utgifter för prospektering och utvärdering aktiveras när de uppkommer. När prospekteringsborrningar inte är
framgångsrika kostnadsförs de aktiverade utgifterna direkt i resultaträkningen. Samtliga aktiverade prospekteringsutgifter
omprövas regelbundet och kostnadsförs så snart det föreligger stor osäkerhet om deras framtida återvinning.
› 14 ‹
Under det tredje kvartalet 2015 kostnadsfördes prospekteringsutgifter hänförliga till Norge om 9,4 MUSD, vilka var främst
hänförliga till kostnaden för borrningen på PL734 (Zeppelin) som slutfördes utan framgång.
Administrationskostnader och avskrivningar
Administrationskostnader och avskrivningar för rapporteringsperioden uppgick till 31,2 MUSD (42,0 MUSD) och innehöll
en kostnad om 5,9 MUSD (8,5 MUSD), hänförlig till koncernens långsiktiga incitamentsprogram (LTIP), se även avsnittet om
ersättningar nedan. Avskrivningar av anläggningstillgångar uppgick till 3,5 MUSD (3,7 MUSD).
Finansiella intäkter
Finansiella intäkter för rapporteringsperioden uppgick till 1,7 MUSD (1,3 MUSD) och beskrivs i not 4.
Finansiella kostnader
Finansiella kostnader för rapporteringsperioden uppgick till 455,2 MUSD (113,0 MUSD) och beskrivs i not 5.
Räntekostnader för rapporteringsperioden uppgick till 47,0 MUSD (11,7 MUSD) och representerade den delen av
ränteutgifterna som redovisades över resultaträkningen. Ytterligare ränteutgifter avseende finansiering av utbyggnadsprojekt i
Norge och Malaysia, har aktiverats under rapporteringsperioden, till ett belopp om 31,4 MUSD (26,9 MUSD).
Valutakursförlusterna uppgick till 378,1 MUSD (66,8 MUSD), netto för rapporteringsperioden. Valutakursförändringar
uppkommer på betalningstransaktioner i utländsk valuta och på omvärdering av rörelsekapital och lånebalanser till
den på balansdagen gällande valutakursen, när dessa monetära tillgångar och skulder innehas i andra valutor än den
funktionella valutan i koncernföretagen. US dollarn förstärktes mot Euron under rapporteringsperioden, vilket resulterade
i en valutakursförlust hänförlig till det externa lånet i US dollar som har lånats av ett dotterbolag med Euro som funktionell
valuta. Den norska kronan försvagades även mot Euron under rapporteringsperioden, vilket resulterade i en valutakursförlust
på en koncernintern lånebalans i norska kronor. En förstärkt US dollar har en positiv övergripande värdeeffekt för
verksamheten eftersom det ökar US dollarns köpkraft för att kunna köpa de valutor i vilka koncernens verksamhetsutgifter
uppkommer. Lundin Petroleum har säkrat vissa verksamhetsutgifter som uppkommer i utländsk valuta mot US dollarn.
Under rapporteringsperioden uppgick den realiserade valutakursförlusten på förfallna valutakurssäkringar till 108,5 MUSD
(5,5 MUSD vinst), netto.
Avskrivningar för aktiverade finansieringsavgifter uppgick till 9,3 MUSD (9,8 MUSD) för rapporteringsperioden och var
hänförliga till kostnadsföringen av avgifterna som uppkom i samband med upprättandet av kreditfaciliteter, inklusive den
norska kreditfaciliteteten för prospektering, över faciliteternas nyttjandetid.
Engagemangsavgifterna för lånefaciliteterna uppgick till 6,7 MUSD (16,9 MUSD) för rapporteringsperioden, och minskningen
gentemot samma period föregående år beror på de ökade låneuttagen från faciliteterna.
Skatt
Den totala skatteintäkten uppgick till 102,8 MUSD (145,7 MUSD kostnad) för rapporteringsperioden.
Den aktuella skatteintäkten uppgick till 205,5 MUSD (258,7 MUSD) för rapporteringsperioden, vilken inkluderade 208,9 MUSD
(274,4 MUSD) hänförliga till skatteåterbetalningen för prospektering i Norge, till följd av den höga nivån på utbyggnads-,
prospekterings- och utvärderingsutgifter i Norge under rapporteringsperioden och till den skattemässiga avskrivningen av
tidigare års utbyggnadsutgifter. Den aktuella skatteintäkten i Norge för rapporteringsperioden kompenserades delvis av den
aktuella skattekostnaden hänförlig till verksamheten i Frankrike och Nederländerna.
Den uppskjutna skattekostnaden uppgick till 102,7 MUSD (404,4 MUSD) för rapporteringsperioden, och var främst
hänförlig till Norge. Den uppskjutna skattekostnaden uppkommer främst där det finns en skillnad mellan skattemässig och
bokföringsmässig avskrivning.
Koncernen är verksam i ett flertal länder och skattesystem, där bolagsskattesatserna skiljer sig från det svenska regelverket.
Bolagsskattesatserna inom koncernen varierar mellan 20 procent och 78 procent. Den effektiva skattesatsen för
rapporteringsperioden påverkas av resultatposter som inte är skattemässigt avdragsgilla fullt ut, såsom den redovisade
valutakursförlusten och av det särskilda avdraget för skatteändamål som gäller i Norge för prospekteringsutgifter i enlighet
med de skatteregler som gäller för offshore verksamhet som beskattas till en 51-procentig skattesats.
Innehav utan bestämmande inflytande
Resultat hänförligt till innehav utan bestämmande inflytande uppgick för rapporteringsperioden till -3,4 MUSD (-3,7 MUSD),
netto och var främst hänförligt till innehavare utan bestämmande inflytandes andel i ett ryskt dotterbolag, vilket är till fullo
konsoliderat.
› 15 ‹
Balansräkningen
Anläggningstillgångar
Olje- och gastillgångar uppgick till 4 623,6 MUSD (4 182,6 MUSD) och beskrivs i not 7.
Utbyggnads-, prospekterings- och utvärderingsutgifter för rapporteringsperioden beskrivs nedan:
Utbyggnadsutgifter
i MUSD
Norge
Frankrike
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
661,7
180,1
818,7
243,5
1 068,2
29,3
15,9
1,5
14,6
8,4
Nederländerna
2,0
0,3
2,8
0,8
3,9
Indonesien
-0,6
0,1
-0,6
-0,6
-0,8
Malaysia
134,7
30,2
97,8
48,9
130,6
813,7
212,2
933,3
301,0
1 231,2
Under rapporteringsperioden har ett belopp om 661,7 MUSD (818,7 MUSD) redovisats för utbyggnadsutgifter i Norge, främst
hänförliga till utbyggnad av fälten Edvard Grieg, Brynhild, Ivar Aasen och Johan Sverdrup. I Malaysia redovisades 134,7 MUSD
(97,8 MUSD) för utbyggnaden av Bertamfältet under rapporteringsperioden.
Under rapporteringsperioden redovisades ett belopp om 31,3 MUSD (102,5 MUSD), hänförligt till Bertam FPSO:n. Beloppet
framgår inte av tabellen ovan och har aktiverats som del i övriga anläggningstillgångar.
Prospekterings- och utvärderingsutgifter
i MUSD
Norge
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
572,8
268,7
99,7
351,5
140,5
Frankrike
0,4
–
2,2
0,5
5,9
Indonesien
3,1
0,4
30,0
2,4
47,5
Malaysia
7,5
2,9
30,0
18,6
42,7
Ryssland
4,1
0,5
2,6
0,7
4,0
Övriga
1,4
0,2
1,4
0,5
1,6
285,2
103,7
417,7
163,2
674,5
Under rapporteringsperioden har prospekterings- och utvärderingsutgifter redovisats till ett belopp om 268,7 MUSD
(351,5 MUSD) i Norge, främst hänförliga till utvärderingsborrningarna på Altafyndigheten i södra Barents hav och den sydöstra
utvärderingsborrningen på Edvard Grieg samt fem prospekteringsborrningar.
Övriga materiella anläggningstillgångar uppgick till 212,6 MUSD (200,3 MUSD) och inkluderade kostnader hänförliga till
Bertam FPSO:n.
Finansiella anläggningstillgångar uppgick till 16,5 MUSD (37,0 MUSD) och beskrivs i not 8. Övriga aktier och andelar uppgick
till 5,4 MUSD (4,7 MUSD) och var hänförliga till aktier i ShaMaran Petroleum, vilka har redovisats till marknadsvärde med
värdeförändringen redovisad inom övrigt totalresultat. Värdeförändringen sedan årsslutet beror till största delen på de
ytterligare aktier som förvärvats i ShaMarans nyemission som slutfördes under det första kvartalet 2015, se även avsnittet om
transaktioner med närstående nedan. Kostnadsdelningen för Brynhild uppgick till 9,5 MUSD (31,0 MUSD) och var hänförlig
till den långfristiga delen av värderingen till verkligt värde av kostnadsdelningsavtalet, i enlighet med vilket andelen av
utvinningskostnaden varierar med oljepriset.
Uppskjutna skattefordringar uppgick till 14,4 MUSD (12,9 MUSD) och var främst hänförliga till den del av de outnyttjade
underskottsavdrag som förväntas komma att utnyttjas mot framtida skatteskulder i Nederländerna.
Övriga anläggningstillgångar uppgick till 196,7 MUSD (– MUSD) och utgjordes av den norska skatteåterbetalningen avseende
innevarande år som kommer att erhållas i december 2016.
Omsättningstillgångar
Lager uppgick till 38,2 MUSD (41,6 MUSD) och inkluderade borrutrustning i främst Norge och Malaysia samt kolvätelager.
› 16 ‹
Kundfordringar och övriga fordringar uppgick till 191,0 MUSD (163,5 MUSD) och beskrivs i not 10. Kundfordringar, varav inga
har förfallit till betalning, uppgick till 79,1 MUSD (40,3 MUSD). Underuttag uppgick till 9,9 MUSD (3,6 MUSD) och var främst
hänförliga till underuttag i Norge för fälten inom det större Alvheimområdet. Fordringar på joint operations uppgick till
38,2 MUSD (49,1 MUSD) och jämförelsetalen inkluderade ett belopp som återbetalades i januari 2015. Förutbetalda kostnader
och upplupna intäkter uppgick till 32,9 MUSD (41,5 MUSD), hänförliga till förutbetalda verksamhets- och försäkringsutgifter.
Kostnadsdelningen för Brynhild uppgick till 16,2 MUSD (21,6 MUSD) och var hänförlig till värderingen till verkligt värde av
den kortfristiga delen av kontraktet, i enlighet med vilket andelen av utvinningskostnaden varierar med oljepriset. Övriga
omsättningstillgångar uppgick till 14,7 MUSD (7,4 MUSD) och innehöll en fordran avseende historiska kostnader för Johan
Sverdrup till följd av licenstilldelningen i fältet, momsfordringar och andra diverse fordringar.
Bolagsskatt uppgick till 323,7 MUSD (373,6 MUSD) och utgjordes främst av den norska skatteåterbetalningen för 2014 som
kommer att erhållas i december 2015. Fordran är i norska kronor och förändringen sedan årsslutet, beräknad i US dollar, beror
på US dollarns förstärkning gentemot den norska kronan.
Likvida medel uppgick till 53,0 MUSD (80,5 MUSD). Likvida medel innehas för att möta verksamhetens löpande behov.
Långfristiga skulder
Finansiella skulder uppgick till 3 736,8 MUSD (2 654,0 MUSD) och beskrivs i not 11. Banklån uppgick till 3 763,0 MUSD
(2 690,0 MUSD) och var hänförligt till det utestående lånet under koncernens utökade revolverande ”borrowing base” facilitet
om 4,0 miljarder USD. Aktiverade finansieringsavgifter, hänförliga till upprättandekostnader för kreditfaciliteterna, inklusive
den norska kreditfaciliteten för prospektering, uppgick till 26,2 MUSD (36,0 MUSD) och skrivs av över kreditfaciliteternas
förväntade löptid.
Avsättningar uppgick till 315,2 MUSD (288,0 MUSD) och beskrivs i not 12. Avsättningen för återställningskostnader
uppgick till 304,6 MUSD (274,1 MUSD) och var hänförlig till framtida återställningsåtaganden. Avsättningen har ökat under
rapporteringsperioden till följd av ytterligare åtaganden hänförliga till utbyggnadsprojekt i Norge och Malaysia. Betalning för
infarmning uppgick till 4,6 MUSD (7,5 MUSD) och var hänförlig till en avsättning för betalning för historiska kostnader för
block PM307 i Malaysia.
Uppskjutna skatteskulder uppgick till 965,4 MUSD (973,3 MUSD), av vilka 832,5 MUSD (844,8 MUSD) var hänförliga till Norge.
Avsättningen var främst hänförlig till skillnaden mellan bokfört och skattemässigt värde på oljeoch gastillgångar. Uppskjutna
skattefordringar nettoredovisas mot uppskjutna skatteskulder när de uppkommer inom samma land.
Derivatinstrument uppgick till 46,2 MUSD (33,9 MUSD) och var hänförliga till värderingen till verkligt värde av valutakurs- och
räntesäkringskontrakt med likviddag efter tolv månader.
Övriga långfristiga skulder uppgick till 31,5 MUSD (29,1 MUSD) och är till största delen hänförliga till den till fullo gjorda
konsolideringen av ett dotterbolag, i vilket ett bolag utan bestämmande inflytande har bidragit till finansieringen till förmån
för LLC PetroResurs, Ryssland.
Kortfristiga skulder
Leverantörsskulder och andra skulder uppgick till 327,1 MUSD (491,4 MUSD) och beskrivs i not 13. Upplupna kostnader
och skulder till joint operations uppgick till 256,4 MUSD (383,5 MUSD) och var främst hänförliga till ökad utbyggnads- och
borraktivitet i Norge och på Bertamfältet i Malaysia. Övriga upplupna kostnader uppgick till 32,1 MUSD (46,1 MUSD) och
inkluderade ett belopp om 6,9 MUSD (19,4 MUSD) hänförligt till arbete som återstår att utföra på Bertam FPSO:n. Skulden
avseende långsiktiga incitamentsprogram uppgick till - MUSD (28,2 MUSD), till följd av utbetalningen av de utestående
beloppen för det syntetiska optionsprogrammet från 2009.
Finansiella skulder uppgick till 134,4 MUSD (- MUSD) och motsvarade summan som utnyttjats under den norska
kreditfaciliteten för prospektering.
Derivatinstrument uppgick till 77,3 MUSD (101,4 MUSD) och var främst hänförliga till värderingen till verkligt värde av
utestående valuta- och räntesäkringskontrakt med likviddag inom tolv månader.
Kortfristiga avsättningar uppgick till 3,4 MUSD (53,4 MUSD). Jämförelseperioden inkluderade ett belopp om 48,5 MUSD,
hänförligt till historiska kostnader för block PM307 i Malaysia, som förföll till betalning vid Bertamfältets produktionsstart.
Skulden betalades under rapporteringsperioden, efter att produktion vid Bertamfältet påbörjats i april 2015. Skulden var
i malaysiska Ringgit och på grund av US dollarns förstärkning mot den malaysiska Ringgiten och en minskning av de
överenskomna historiska kostnaderna utbetalades ett belopp om 34,8 MUSD, omräknat till US dollar. Kortfristiga avsättningar
inkluderar ett belopp om 3,4 MUSD (4,9 MUSD) avseende den kortfristiga delen av avsättningen för Lundin Petroleums unit
bonus program.
› 17 ‹
Moderbolaget
Moderbolagets affärsverksamhet är att äga och förvalta oljeoch gastillgångar. Periodens resultat för moderbolaget uppgick till
-55,9 MSEK (-101,1 MSEK) för rapporteringsperioden.
I resultatet ingick administrationskostnader om 67,9 MSEK (109,8 MSEK) och finansiella intäkter om 3,7 MSEK (3,0 MSEK).
Ställda säkerheter till ett belopp om 5 670,6 MSEK (8 717,8 MSEK) var hänförliga till det redovisade värdet för de aktier som
pantsattes i samband med kreditfaciliteten som ingicks av det helägda dotterbolaget Lundin Petroleum BV, se även avsnittet
om likviditet nedan.
Transaktioner med närstående
Under året har koncernen genomfört transaktioner med närstående till marknadsmässiga villkor, vilka beskrivs nedan.
Koncernen erhöll 0,3 MUSD (0,2 MUSD) från närstående i ersättning för hyra och andra tjänster. Koncernen betalade – MUSD
(0,1 MUSD) till närstående för erhållna tjänster.
Till följd av en nyemission som genomfördes av ShaMaran Petroleum i februari 2015, förvärvade Lundin Petroleum
46,5 miljoner aktier i ShaMaran, till ett belopp om 4,65 miljoner CAD och erhöll ytterligare 7,3 miljoner aktier i ShaMaran,
i form av en garantiersättning för att tillsammans med andra större aktieägare ha garanterat emissionen. Per den
30 september 2015 äger Lundin Petroleum totalt 103,8 miljoner aktier i ShaMaran, vilket motsvarar cirka 6,6 procent av
ShaMarans totala antal utestående aktier vid det datumet.
Likviditet
Under 2014 utökade Lundin Petroleum sin kreditfacilitet till 4,0 miljarder USD. Kreditfaciliteten är en revolverande
”borrowing base” facilitet som är säkrad mot vissa kassaflöden som genereras av koncernen. Beloppet som är tillgängligt under
faciliteten omräknas var sjätte månad och är baserat på det beräknade kassaflödet som genererats av vissa producerande fält
och fält under utbyggnad till ett oljepris och ekonomiska antaganden som överenskommits med det syndikat av banker som
tillhandahåller faciliteten. Faciliteten är säkrad genom pantsättning av vissa koncernbolags aktier och vissa av de pantsatta
bolagens bankkonton. De ställda säkerheterna per den 30 september 2015 är 675,2 MUSD (1 126,8 MUSD) och representerar de
bokförda nettotillgångarna i de pantsatta koncernbolagen, vilkas aktier är pantsatta som beskrivs i avsnittet om moderbolaget
ovan. Koncernen bryter inte mot dessa skuldöverenskommelser.
I april 2015 ingick Lundin Petroleum en kreditfacilitet för prospektering om 4,5 miljarder NOK från tio internationella banker.
Faciliteten är säkrad mot den skatteåterbetalning som Lundin Norway erhåller för prospekterings- och utvärderingsaktiviteter
på den norska kontinentalsockeln och löper fram till slutet av 2016.
Lundin Petroleum har, via sitt dotterbolag Lundin Malaysia BV, ingått produktionsdelningskontrakt med Petroliam Nasional
Berhad, den malaysiska statens oljeoch gasbolag (Petronas). Bankgarantier har ställts ut avseende arbetsåtaganden och andra
kostnader hänförliga till vissa av dessa kontrakt och det utestående beloppet per den 30 september 2015 var 30,1 MUSD.
Ytterligare en bankgaranti avseende arbetsåtaganden i Indonesien var utställd per den 30 september 2015, till ett belopp om
1,0 MUSD.
Händelser efter balansdagens utgång
I oktober 2015 meddelade Lundin Petroleum att ett försäljningsavtal undertecknats med PT Medco Energi Internasional
TBK om försäljning av bolagets oljeoch gastillgångar i Indonesien. Transaktionen är villkorad av godkännande från den
indonesiska staten, vilket förväntas ske under det första kvartalet 2016.
I oktober 2015 meddelade Lundin Petroleum att prospekteringsborrningen på Mengkuang-1 i block PM307, offshore Malaysia
resulterat i en liten gasfyndighet. Utgiften för borrningen kommer att kostnadsföras i det fjärde kvartalet 2015.
› 18 ‹
Aktiedata
Lundin Petroleum AB:s registrerade aktiekapital uppgick till 3 179 106 SEK, vilket motsvarar 311 070 330 aktier med ett
kvotvärde per aktie om 0,01 SEK. Per den 30 september 2015 innehar bolaget 2 000 000 egna aktier.
Ersättningar
Lundin Petroleums ersättningsprinciper och information avseende de långsiktiga incitamentsprogrammen redovisas
i bolagets årsredovisning 2014 och i aktieägarinformationen inför årsstämman 2015, vilken finns tillgängligt på
www.lundin-petroleum.com.
Unit bonus program
Antalet utställda units som ingår i 2013, 2014 och 2015 års unit bonus program per den 30 september 2015 var 133 922
respektive 250 016 och 441 831.
Prestationsbaserat incitamentsprogram
Årsstämman 2015 beslutade om ett långsiktigt incitamentsprogram för bolagsledningen och ett antal nyckelpersoner.
Programmet gäller från och med den 1 juli 2015 och kostnaden för 2015 har redovisats från och med den andra hälften av
2015. Den totala summan av antalet rättigheter uppgick för 2015 till 705 406 och redovisas över en period om tre år, under
förutsättning att vissa prestationsvillkor uppfylls. Varje rättighet har värderats till 91,40 SEK, vilket motsvarar verkligt värde
vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.
Programmet för 2014 gäller från och med den 1 juli 2014 och summan av antalet rättigheter uppgick för 2014 till 608 103 och
kostnaden redovisas över den treåriga inlösenperioden. Varje rättighet har värderats till 81,40 SEK, vilket motsvarar verkligt
värde vid datumet för tilldelningen beräknat enligt en optionsprissättningsmodell.
Redovisningsprinciper
Denna delårsrapport har upprättats i enlighet med International Accounting Standards (IAS) 34 delårsrapportering och
årsredovisningslagen (SFS 1995:1554).
Redovisningsprinciperna som tillämpats är i övrigt i överensstämmelse med de som tillämpats vid upprättandet av koncernens
årsredovisning för räkenskapsåret som avslutades den 31 december 2014.
Moderbolagets finansiella rapporter har upprättats i enlighet med redovisningsprinciper antagna i Sverige och är i enlighet
med RFR 2 redovisning för juridiska personer, som gavs ut av rådet för finansiell rapportering samt årsredovisningslagen
(SFS 1995:1554).
Svensk lagstiftning tillåter inte att moderbolagets resultat presenteras i annan valuta än svenska kronor eller Euro, varför
moderbolagets finansiella rapporter presenteras endast i svenska kronor och inte i US dollar.
Risker och riskhantering
Målsättningen med hanteringen av verksamhetsrisker är att fortlöpande identifiera, förstå och hantera hot och möjligheter
inom verksamheten. Denna målsättning uppnås genom att skapa ett mandat och ett engagemang för riskhantering på alla
nivåer i verksamheten. På detta sätt hanteras risker som en integrerad och fortlöpande del i bolagets beslutsprocesser. Bolaget
säkerställer därmed att alla risker identifieras, uppmärksammas, förstås och kommuniceras med god framförhållning.
Förmågan att hantera och/eller minska dessa risker är en avgörande faktor för att säkerställa att bolaget uppnår sina
verksamhetsmål. Prospektering, utbyggnad och produktion av olja och gas medför dock höga operativa och finansiella risker
som även en kombination av erfarenhet, kunskap och noggrann utvärdering, inte kan eliminera fullt ut. Detta gäller även
risker som ligger utanför bolagets kontroll.
En detaljerad analys av Lundin Petroleums strategiska, operativa, finansiella och externa risker samt åtgärdande av dessa risker
genom riskhantering beskrivs i Lundin Petroleums årsredovisning 2014.
› 19 ‹
Derivatinstrument
I september 2015 ingick Lundin Petroleum nya terminskontrakt för valutasäkring för att möta delar av bolagets framtida
kapitalbehov i NOK för utbyggnaden av Johan Sverdrupfältet. Per den 30 september 2015 har Lundin Petroleum utestående
valutasäkringskontrakt enligt sammanställningen i tabellen nedan.
Köp
632,4 MNOK
Sälj
99,1 MUSD
Genomsnittlig kontraktuell
valutakurs
Likvidperiod
6,38 NOK: 1 USD
okt 2015 – dec 2015
1 251,8 MNOK
182,5 MUSD
6,86 NOK: 1 USD
jan 2016 – jun 2016
2 058,4* MNOK
243,9 MUSD
8,44 NOK: 1 USD
jul 2016 – dec 2016
1 839,2* MNOK
217,3 MUSD
8,46 NOK: 1 USD
jan 2017 – dec 2017
1 928,0* MNOK
228,0 MUSD
8,46 NOK: 1 USD
jan 2018 – dec 2018
1 672,4* MNOK
200,4 MUSD
8,35 NOK: 1 USD
jan 2019 – dec 2019
* Nya säkringskontrakt som ingicks i september 2015 (summerade efter år).
Per den 30 september 2015, har Lundin Petroleum också ingått följande räntesäkringskontrakt:
Lån
Belopp i MUSD
Binda den rörliga
LIBOR-räntan Ränta per år
Likvidperiod
500
0,57%
1 apr 2013 – 31 mar 2016
1 500
0,52%
1 jan 2015 – 31 dec 2015
1 500
1,50%
1 jan 2016 – 31 mar 2016
2 000
1,50%
1 apr 2016 – 31 dec 2016
1 500
2,32%
1 jan 2017 – 31 dec 2017
1 000
3,06%
1 jan 2018 – 31 dec 2018
Enligt IAS 39, kommer dessa säkringar att behandlas som effektiva, förutsatt effektivitetstest, och förändringar i det verkliga
värdet kommer att redovisas i övrigt totalresultat.
Valutakurser
Vid upprättandet av de finansiella rapporterna för rapporteringsperioden har följande valutakurser använts:
30 sep 2015
Genomsnitt
30 sep 2014
Balansdag
Genomsnitt
31 dec 2014
Balansdag
Genomsnitt
Balansdag
1 USD motsvarar NOK
7,9077
8,5017
6,1081
6,4524
6,3011
7,4332
1 USD motsvarar Euro
0,8973
0,8926
0,7378
0,7947
0,7526
0,8236
1 USD motsvarar Rubel
57,7152
65,3768
35,4430
35,5496
38,3878
59,5808
8,4089
8,3980
6,6680
7,2689
6,8457
7,7366
1 USD motsvarar SEK
› 20 ‹
Koncernens resultaträkning
Belopp i MUSD
Not
Intäkter
1 jan 2015– 1 jul 2015–
30 sep 2015 30 sep 2015
9 månader 3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
785,2
1
433,3
154,2
650,0
189,2
2
-114,6
-50,1
-104,7
-24,4
-66,5
-176,6
-78,1
-98,4
-29,6
-131,6
-16,5
-8,3
–
–
–
-116,3
-9,4
-129,5
-0,3
-386,4
Rörelsens kostnader
Avskrivningar av övriga tillgångar
Nedskrivningar av oljeoch gastillgångar
–
–
–
–
-400,7
9,3
8,3
317,4
134,9
-200,0
Administrationskostnader och avskrivningar
av övriga materiella anläggningstillgångar
-31,2
-6,8
-42,0
-8,3
-52,2
Rörelseresultat
-21,9
1,5
275,4
126,6
-252,2
Bruttoresultat
3
Resultat från finansiella investeringar
4
1,7
0,4
1,3
0,3
1,8
5
-455,2
-230,2
-113,0
-74,5
-421,8
-453,5
-229,8
-111,7
-74,2
-420,0
Andel i resultat från joint ventures redovisad
enligt kapitalandelsmetoden
Resultat före skatt
Inkomstskatt
6
Periodens resultat
–
–
-12,9
–
-12,9
-475,4
-228,3
150,8
52,4
-685,1
102,8
26,7
-145,7
-48,1
253,2
-372,6
-201,6
5,1
4,3
-431,9
-369,2
-200,4
8,8
5,6
-427,2
Hänförligt till:
Moderbolagets aktieägare
Resultat per aktie – USD1
Resultat per aktie efter full utspädning – USD
1
1
-3,4
-1,2
-3,7
-1,3
-4,7
-372,6
-201,6
5,1
4,3
-431,9
-1,19
-0,65
0,03
0,02
-1,38
-1,19
-0,65
0,03
0,02
-1,38
Baserat på periodens resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare.
› 21 ‹
Koncernens rapport över totalresultat
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
-372,6
-201,6
5,1
4,3
-431,9
-67,0
-49,4
-101,1
-84,8
-196,3
Kassaflödessäkring
1,3
-17,2
-37,1
-27,0
-148,7
Finansiell tillgång som kan säljas
-2,8
-2,2
-6,3
-4,3
-15,3
-68,5
-68,8
-144,5
-116,1
-360,3
-441,1
-270,4
-139,4
-111,8
-792,2
-435,2
-265,0
-127,9
-104,4
-766,7
Belopp i MUSD
Periodens resultat
Övrigt totalresultat
Poster som kan komma att omklassificeras till
resultaträkningen:
Valutaomräkningsdifferens
Övrigt totalresultat efter skatt
Totalresultat
Totalresultat hänförligt till:
-5,9
-5,4
-11,5
-7,4
-25,5
-441,1
-270,4
-139,4
-111,8
-792,2
› 22 ‹
Koncernens balansräkning
Belopp i MUSD
Not
30 september 2015
31 december 2014
4 623,6
4 182,6
212,6
200,3
16,5
37,0
14,4
12,9
196,7
–
5 063,8
4 432,8
TILLGÅNGAR
Olje- och gastillgångar
7
Övriga materiella anläggningstillgångar
Finansiella tillgångar
8
Upplupna skattekostnader
Övriga anläggningstillgångar
9
Summa anläggningstillgångar
Lager
Kundfordringar och andra fordringar
10
Kortfristiga skattefordringar
Likvida medel
Summa omsättningstillgångar
SUMMA TILLGÅNGAR
38,2
41,6
191,0
163,5
323,7
373,6
53,0
80,5
605,9
659,2
5 669,7
5 092,0
0,9
431,5
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital
Eget kapital hänförligt till aktieägare
28,2
34,2
Summa eget kapital
29,1
465,7
Skulder
Finansiella skulder
11
3 736,8
2 654,0
Avsättningar
12
315,2
288,0
965,4
973,3
46,2
33,9
31,5
29,1
5 095,1
3 978,3
491,4
Uppskjutna skatteskulder
Derivatinstrument
14
Övriga långfristiga skulder
Summa långfristiga skulder
Leverantörsskulder och andra skulder
13
327,1
Finansiella skulder
11
134,4
–
Derivatinstrument
14
77,3
101,4
3,3
1,8
3,4
53,4
545,5
648,0
Summa skulder
5 640,6
4 626,3
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER
5 669,7
5 092,0
Avsättningar
12
Summa kortfristiga skulder
› 23 ‹
Koncernens kassaflödesanalys
Belopp i MUSD
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
-372,6
-201,6
5,1
4,3
-431,9
Kassaflöde från verksamheten
Periodens resultat
Justeringar för:
116,3
9,4
129,5
0,3
386,4
Avskrivningar och nedskrivningar
196,7
87,8
102,1
30,8
136,2
Aktuell skatt
-205,5
-72,7
-258,7
-142,2
-419,7
Uppskjuten skatt
102,7
46,0
404,4
190,3
166,5
–
–
–
–
400,7
Nedskrivning av oljeoch gastillgångar
Långsiktiga incitamentsprogram
11,6
1,8
12,5
1,6
14,5
269,6
172,6
71,8
38,8
333,1
Räntekostnader
47,0
19,2
11,7
4,9
21,1
Övriga
34,4
15,1
27,1
21,6
-5,1
0,4
0,1
0,5
0,2
0,9
Betald ränta
-77,3
-30,5
-37,7
-14,9
-56,5
Betald skatt
0,2
0,1
-12,3
-3,7
-13,8
Valutakursförluster
Erhållen ränta
Förändringar i rörelsekapital
-81,1
24,1
132,5
56,9
72,4
Summa kassaflöde från verksamheten
42,4
71,4
588,5
187,9
604,8
-1 098,9
-315,9
-1 351,0
-464,2
-1 921,2
-34,5
-2,1
-105,9
-25,5
-124,9
10,5
Kassaflöde från investeringar
Investering i oljeoch gastillgångar
Investering i övriga anläggningstillgångar
Avyttring av obligationer
–
–
10,5
–
Investering i dotterbolag
-0,1
-0,1
–
–
–
Investering i övriga aktier och andelar
-3,7
–
–
–
–
–
–
11,7
11,7
11,7
-9,6
-5,5
-0,9
-0,5
-1,2
Andel i resultat från intressebolag
Betalda återställningskostnader
Övriga betalningar
Summa kassaflöde från investeringar
-0,5
–
-0,1
–
-0,1
-1 147,3
-323,6
-1 435,7
-478,5
-2 025,2
Kassaflöde från finansiering
Förändring av långfristiga fordringar
Förändring av långfristiga skulder
Betalda finansieringsavgifter
–
–
9,8
9,9
9,8
1 075,4
210,6
892,9
316,7
1 419,2
-20,7
-3,2
-0,1
-20,7
–
Köp av egna aktier
–
–
-9,8
–
-9,8
Utdelningar
–
–
-0,1
–
-0,1
1 072,2
210,5
872,1
326,6
1 398,4
-32,7
-41,7
24,9
37,0
-22,0
80,5
93,0
82,4
73,1
82,4
5,2
1,7
4,6
1,8
20,1
53,0
53,0
111,9
111,9
80,5
Summa kassaflöde från finansiering
Förändring av likvida medel
Likvida medel vid periodens början
Valutakursdifferenser i likvida medel
Likvida medel vid periodens slut
› 24 ‹
Koncernens förändringar i eget kapital
Hänförligt till moderbolagets aktieägare
Belopp i MUSD
Balans per den 1 januari 2014
Övrigt
tillskjutet
kapital/Övriga
reserver
Aktiekapital
Balanserad
vinst
Innehav utan
bestämmande
inflytande
Summa
Summa eget
kapital
0,5
358,1
848,4
1 207,0
59,8
1 266,8
Periodens resultat
–
–
8,8
8,8
-3,7
5,1
–
-136,7
–
-136,7
-7,8
-144,5
–
-136,7
8,8
-127,9
-11,5
-139,4
Totalresultat
Summa totalresultat
Transaktioner med ägare
Utdelning
–
–
–
–
-0,1
-0,1
Köp av egna aktier
–
-9,8
–
-9,8
–
-9,8
Värde av tjänster från anställda
–
–
0,6
0,6
–
0,6
–
-9,8
0,6
-9,2
-0,1
-9,3
0,5
211,6
857,8
1 069,9
48,2
1 118,1
-436,0
-436,0
-1,0
-437,0
-202,8
-13,0
-215,8
Summa transaktioner med ägare
Den 30 september 2014
Totalresultat
Periodens resultat
–
–
-202,8
–
-202,8
-436,0
-638,8
-14,0
-652,8
–
–
0,4
0,4
–
0,4
–
–
0,4
0,4
–
0,4
0,5
8,8
422,2
431,5
34,2
465,7
Summa totalresultat
Den 31 december 2014
Totalresultat
Periodens resultat
–
–
-369,2
-369,2
-3,4
-372,6
–
-66,0
–
-66,0
-2,5
-68,5
–
-66,0
-369,2
-435,2
-5,9
-441,1
–
–
4,6
4,6
–
4,6
Investering i dotterbolag
–
–
–
–
-0,1
-0,1
–
–
4,6
4,6
-0,1
4,5
0,5
-57,2
57,6
0,9
28,2
29,1
Summa totalresultat
Under 2014 minskade moderbolaget sitt aktiekapital med 68 402,50 SEK genom en indragning av 6 840 250 egna aktier.
Minskningen av aktiekapitalet efterföljdes av en fondemission till samma belopp. Beloppen redovisades mot övriga reserver.
Indragningen av aktierna medförde därmed inte någon förändring av bolagets aktiekapital.
› 25 ‹
Noter till koncernens finansiella rapporter
Not 1. Intäkter
MUSD
Olja
Kondensat
Gas
Försäljning av olja och gas
Förändring i underoch överuttag
Övriga intäkter
Intäkter
Not 2. Produktionskostnader
MUSD
Utvinningskostnader
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
358,6
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
143,9
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
530,5
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
117,2
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
627,4
0,4
0,1
2,8
1,0
3,0
66,4
20,8
90,6
22,4
114,6
425,4
164,8
623,9
140,6
745,0
-7,7
-17,4
13,8
44,3
23,4
15,6
6,8
12,3
4,3
16,8
433,3
154,2
650,0
189,2
785,2
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
88,3
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
32,5
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
72,2
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
19,7
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
94,4
Tariff- och transportkostnader
8,1
2,3
15,0
5,2
18,4
Direkta produktionsskatter
2,6
1,1
2,8
0,9
3,6
-5,8
-0,3
0,5
2,1
-0,8
Övriga
21,4
14,5
14,2
-3,5
-49,1
114,6
50,1
104,7
24,4
66,5
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
271,0
104,1
446,5
82,1
530,5
–
–
1,7
0,6
1,7
Not 3. Segment information
MUSD
Norge
Olja
Kondensat
Gas
26,6
7,7
46,6
9,7
58,8
297,6
111,8
494,8
92,4
591,0
-7,7
-17,2
14,4
44,8
24,4
Övriga intäkter
1,6
0,5
3,1
0,8
3,8
291,5
95,1
512,3
138,0
619,2
-11,3
Intäkter
-81,1
-36,4
-63,9
-8,1
-109,3
-44,0
-64,9
-18,5
-88,5
-115,3
-9,4
-74,2
0,4
-272,1
Bruttoresultat
–
–
–
–
-400,7
-14,2
5,3
309,3
111,8
-153,4
› 26 ‹
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
Olja
43,3
10,0
83,9
35,1
96,8
43,3
10,0
83,9
35,1
96,8
–
-0,2
0,1
-0,2
-0,5
1,1
0,4
1,3
0,4
1,7
Not 3. Segment information forts.
MUSD
Frankrike
Övriga intäkter
Intäkter
44,4
10,2
85,3
35,3
98,0
-18,8
-5,2
-25,2
-10,4
-33,1
-16,9
-12,0
-3,7
-12,8
-4,2
-0,6
–
–
–
-4,6
Bruttoresultat
13,0
1,3
47,3
20,7
43,4
0,1
0,1
0,1
–
0,1
Nederländerna
Olja
0,4
0,1
1,1
0,4
1,3
Gas
Kondensat
18,8
6,5
26,0
6,5
33,8
19,3
6,7
27,2
6,9
35,2
–
–
-0,7
-0,3
-0,5
1,3
0,4
1,7
0,7
2,2
Övriga intäkter
Intäkter
20,6
7,1
28,2
7,3
36,9
-9,0
-3,2
-12,1
-4,5
-16,8
-8,2
-2,7
-12,2
-3,9
-15,9
-0,4
–
-1,0
-0,5
-1,4
Bruttoresultat
3,0
1,2
2,9
-1,6
2,8
Olja
44,2
29,7
–
–
–
44,2
29,7
–
–
–
7,0
3,5
–
–
–
Intäkter
51,2
33,2
–
–
–
-3,1
-4,7
–
–
–
-38,0
-24,8
–
–
–
-16,5
-8,3
–
–
–
–
–
–
–
-14,4
-6,4
-4,6
–
–
-14,4
Malaysia
Övriga intäkter
Bruttoresultat
Indonesien
Gas
21,0
6,6
18,0
6,2
22,0
21,0
6,6
18,0
6,2
22,0
Övriga intäkter
Intäkter
–
–
–
–
–
21,0
6,6
18,0
6,2
22,0
-2,6
-0,6
-3,5
-1,4
-5,4
-9,1
-2,9
-8,5
-3,0
-10,3
Bruttoresultat
–
–
-54,2
-0,2
-94,2
9,3
3,1
-48,2
1,6
-87,9
› 27 ‹
Not 3. Segment information forts.
MUSD
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
–
–
–
–
–
Övriga
Olja
–
–
–
–
–
Övriga intäkter
4,6
2,0
6,2
2,4
9,1
Intäkter
4,6
2,0
6,2
2,4
9,1
–
–
–
–
0,1
–
–
–
–
–
Bruttoresultat
–
–
-0,1
–
0,3
4,6
2,0
6,1
2,4
9,5
358,6
143,9
530,5
117,2
627,4
0,4
0,1
2,8
1,0
3,0
Summa
Olja
Kondensat
Gas
Övriga intäkter
Intäkter
66,4
20,8
90,6
22,4
114,6
425,4
164,8
623,9
140,6
745,0
-7,7
-17,4
13,8
44,3
23,4
15,6
6,8
12,3
4,3
16,8
433,3
154,2
650,0
189,2
785,2
-114,6
-50,1
-104,7
-24,4
-66,5
-176,6
-78,1
-98,4
-29,6
-131,6
-16,5
-8,3
–
–
–
-116,3
-9,4
-129,5
-0,3
-386,4
–
–
–
–
-400,7
9,3
8,3
317,4
134,9
-200,0
Bruttoresultat
Inom varje segment uppgår intäkter från transaktioner med en extern kund till tio procent eller mer av intäkterna för det
segmentet.
Not 4. Finansiella intäkter
MUSD
Ränteintäkter
Valutakursvinster, netto
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
0,5
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
0,2
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
0,8
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
0,2
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
1,2
–
–
–
–
–
Garanti-intäkter
0,7
–
0,4
0,1
0,5
Övriga
0,5
0,2
0,1
–
0,1
1,7
0,4
1,3
0,3
1,8
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
47,0
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
19,2
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
11,7
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
4,9
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
21,1
378,1
201,4
66,8
58,0
356,3
Not 5. Finansiella kostnader
MUSD
Räntekostnader
Valutakursförluster, netto
Resultat från reglering av räntesäkringskontrakt
5,3
1,8
1,7
0,7
2,4
Nuvärdesjustering av återställningskostnader
7,5
2,7
5,3
1,7
7,0
Avskrivning av uppskjutna finansieringsavgifter
9,3
3,2
9,8
3,7
12,6
Engagemangsavgifter för lånefacilitet
6,7
1,5
16,9
5,5
21,4
Övriga
1,3
0,4
0,8
–
1,0
455,2
230,2
113,0
74,5
421,8
› 28 ‹
Not 6. Inkomstskatter
MUSD
Aktuell skatt
Uppskjuten skatt
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
-72,7
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
-258,7
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
-142,2
102,7
46,0
404,4
190,3
166,5
-102,8
-26,7
145,7
48,1
-253,2
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
-205,5
Not 7. Olje- och gastillgångar
MUSD
Norge
Frankrike
Nederländerna
Malaysia
Indonesien
Ryssland
Not 8. Finansiella tillgångar
MUSD
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
-419,7
30 sep 2015
31 dec 2014
3 318,2
2 960,7
198,5
210,1
30,4
38,6
541,4
428,3
37,3
43,9
497,8
501,0
4 623,6
4 182,6
30 sep 2015
31 dec 2014
Övriga aktier och andelar
5,4
4,7
Brynhild kostnadsdelning
9,5
31,0
Övriga
Not 9. Övriga anläggningstillgångar
MUSD
Bolagsskatt
Not 10. Kundfordringar och andra fordringar
MUSD
Kundfordringar
Underuttag
Fordringar på Joint operations
1,6
1,3
16,5
37,0
30 sep 2015
31 dec 2014
196,7
–
196,7
–
30 sep 2015
31 dec 2014
79,1
40,3
9,9
3,6
38,2
49,1
Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter
32,9
41,5
Brynhild kostnadsdelning
16,2
21,6
Övriga
› 29 ‹
14,7
7,4
191,0
163,5
Not 11. Finansiella skulder
MUSD
30 sep 2015
31 dec 2014
3 763,0
2 690,0
Långfristiga:
Banklån
Aktiverade finansieringskostnader
Kortfristiga:
Kortfristiga banklån
Not 12. Avsättningar
MUSD
-26,2
-36,0
3 736,8
2 654,0
134,4
–
134,4
–
3 871,2
2 654,0
30 sep 2015
31 dec 2014
304,6
274,1
1,8
Långfristiga:
Återställningskostnader
1,4
Betalning för infarmning
4,6
7,5
Övriga
4,6
4,6
315,2
288,0
–
48,5
Kortfristiga:
Betalning för infarmning
3,4
4,9
3,4
53,4
318,6
341,4
30 sep 2015
31 dec 2014
Leverantörsskulder
19,2
23,9
Överuttag
13,7
–
256,4
383,5
32,1
46,1
–
28,2
Note 13. Leverantörsskulder och övriga skulder
MUSD
Upplupna kostnader och skulder till Joint operations
Andra upplupna kostnader
Övriga
› 30 ‹
5,7
9,7
327,1
491,4
Not 14. Finansiella instrument
MUSD
För finansiella instrument värderade till verkligt värde i balansräkningen, används följande värderingshierarki:
– Nivå 1: baserad på noterade priser på aktiva marknader;
– Nivå 2: baserad på andra ingångsdata än noterade priser som i nivå 1, som är antingen direkt eller indirekt
observerbara;
– Nivå 3: baserad på ingångsdata som inte baserar sig på observerbar marknadsdata.
Finansiella instrument värderade till verkligt värde kan, baserat på denna hierarki, beskrivas enligt följande:
30 september 2015
MUSD
Nivå 1
Nivå 2
Nivå 3
Tillgångar
Likvida medel
53,0
–
–
16,5
–
–
69,5
–
–
Derivatinstrument – långfristiga
–
46,2
–
Derivatinstrument – kortfristiga
–
77,3
–
–
123,5
–
Nivå 1
Nivå 2
Nivå 3
80,5
–
–
37,0
–
–
117,5
–
–
Skulder
31 december 2014
MUSD
Tillgångar
Likvida medel
Skulder
Derivatinstrument – långfristiga
–
33,9
–
Derivatinstrument – kortfristiga
–
101,4
–
–
135,3
–
Det har inte gjorts några överföringar mellan nivåerna under året.
Verkligt värde av de finansiella tillgångarna bedöms överensstämma med bokfört värde. Det verkliga värdet av
derivatinstrumenten beräknas genom att använda kurvan för terminsräntan och terminskursen för räntesäkrings- respektive
valutasäkringskontrakten. Motparter i säkringskontrakten är banker, varav samtliga ingår i kreditfaciliteten.
› 31 ‹
Moderbolagets resultaträkning
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
8,4
0,9
7,6
1,0
9,2
Administrationskostnader
-67,9
-17,3
-109,8
-25,3
-144,9
Rörelseresultat
-59,5
-16,4
-102,2
-24,3
-135,7
3,7
1,2
3,0
1,2
209,9
-0,1
-0,1
-1,9
- 0,1
-1,9
3,6
1,1
1,1
1,1
208,0
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
72,3
–
–
–
–
36,4
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
108,7
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
Periodens resultat
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
108,7
–
–
–
–
–
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
108,7
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
108,7
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
108,7
Belopp i MSEK
Intäkter
Resultat från finansiella poster
Resultat före skatt
Skatt
Periodens resultat
Moderbolagets rapport över totalresultat
Belopp i MSEK
Totalresultat
Hänförligt till:
› 32 ‹
Moderbolagets balansräkning
Belopp i MSEK
30 september 2015
31 december 2014
7 871,8
7 871,8
TILLGÅNGAR
Aktier i dotterbolag
Övriga materiella anläggningstillgångar
0,2
0,2
7 872,0
7 872,0
16,7
16,7
1,9
1,8
18,6
18,5
7 890,6
7 890,5
7 804,6
7 860,5
Avsättningar
0,3
0,3
Summa långfristiga skulder
0,3
0,3
Summa anläggningstillgångar
Fordringar
Likvida medel
Summa omsättningstillgångar
SUMMA TILLGÅNGAR
EGET KAPITAL OCH SKULDER
Eget kapital hänförligt till aktieägare inklusive periodens resultat
7,9
16,2
Skulder till koncernbolag
77,8
13,5
Summa kortfristiga skulder
85,7
29,7
Summa skulder
86,0
30,0
SUMMA EGET KAPITAL OCH SKULDER
7 890,6
7 890,5
Ställda säkerheter
5 670,6
8 717,8
› 33 ‹
Moderbolagets kassaflödesanalys
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
-55,9
-15,3
-101,1
-23,2
108,7
0,1
–
-0,2
-0,3
-36,7
56,1
14,2
184,8
196,8
11,0
0,3
-1,1
83,5
173,3
83,0
–
–
-0,1
-0,1
-0,1
–
–
-0,1
-0,1
-0,1
Förändring av långfristiga skulder
–
–
-21,7
-175,6
-21,7
Köp av egna aktier
–
–
-62,2
–
-62,2
–
–
-83,9
-175,6
-83,9
Förändring av likvida medel
0,3
-1,1
-0,5
-2,4
-1,0
Likvida medel vid periodens början
1,8
2,9
2,6
4,6
Valutakursdifferenser i likvida medel
-0,2
0,1
0,2
0,1
Likvida medel vid periodens slut
1,9
1,9
2,3
2,3
Belopp i MSEK
Kassaflöde från verksamheten
Periodens resultat
Ej kassaflödespåverkande poster
Förändringar i rörelsekapital
Summa kassaflöde från verksamheten
Kassaflöde från investeringar
Förändring av finansiella
anläggningstillgångar
Summa kassaflöde från investeringar
Kassaflöde från finansiering
Summa kassaflöde från finansiering
› 34 ‹
2,6
0,2
1,8
Förändringar i moderbolagets egna kapital
Bundet eget kapital
Belopp i MSEK
Den 1 januari 2014
Totalresultat
Fritt eget kapital
Summa
Summa
eget
kapital
4 592,0
6 949,5
7 814,0
–
-101,1
-101,1
-101,1
–
-62,2
–
-62,2
-62,2
–
–
-62,2
–
-62,2
-62,2
3,2
861,3
2 295,3
4 490,9
6 786,2
7 650,7
–
–
–
209,8
209,8
209,8
3,2
861,3
2 295,3
4 700,7
6 996,0
7 860,5
–
–
–
-55,9
-55,9
-55,9
3,2
861,3
2 295,3
4 644,8
6 940,1
7 804,6
Aktiekapital
Reservfond
Övriga Balanserad
reserver
vinst
3,2
861,3
2 357,5
–
–
–
Köp av egna aktier
Totalresultat
Den 31 december 2014
Totalresultat
Under 2014 minskade moderbolaget sitt aktiekapital med 68 402,50 SEK genom en indragning av 6 840 250 egna aktier.
Minskningen av aktiekapitalet efterföljdes av en fondemission till samma belopp. Beloppen redovisades mot övriga reserver.
Indragningen av aktierna medförde därmed inte någon förändring av bolagets aktiekapital.
› 35 ‹
Finansiella nyckeltal
Finansiell data (MUSD)
Intäkter
1 jan 2015–
30 sep 2015
9 månader
1 jul 2015–
30 sep 2015
3 månader
1 jan 2014–
30 sep 2014
9 månader
1 jul 2014–
30 sep 2014
3 månader
1 jan 2014–
31 dec 2014
12 månader
433,3
154,2
650,0
189,2
785,2
EBITDA
291,1
98,7
506,9
157,6
671,3
Periodens resultat
-372,6
-201,6
5,1
4,3
-431,9
Operativt kassaflöde
524,3
177,0
804,0
307,0
1 138,5
Aktieägarnas egna kapital per aktie
0,00
0,00
3,46
3,46
1,40
Operativt kassaflöde per aktie
1,70
0,57
2,57
0,97
3,68
Kassaflöde från verksamheten per aktie
0,14
0,23
1,88
0,61
1,91
Resultat per aktie
-1,19
-0,65
0,03
0,02
-1,38
Resultat per aktie efter full utspädning
-1,19
-0,65
0,03
0,02
-1,38
EBITDA per aktie
0,94
0,32
1,62
0,49
2,17
–
–
–
–
–
Antal utställda aktier vid periodens slut
311 070 330
311 070 330
311 070 330
311 070 330
311 070 330
Antal aktier i cirkulation vid periodens slut
309 070 330
309 070 330
309 070 330
309 070 330
309 070 330
Vägt genomsnitt antal aktier vid periodens slut
309 070 330
309 070 330
312 537 337
309 070 330
309 170 986
Vägt genomsnitt antal aktier vid periodens slut
efter full utspädning
309 854 784
309 854 784
312 689 363
309 222 356
309 475 038
107,80
107,80
122,10
122,10
112,40
-151
-81
0
0
-50
-1
0
8
4
-11
422 975
422 975
192
192
605
1
1
20
20
9
Andel riskbärande kapital (%)
17
17
45
45
28
Räntetäckningsgrad
-1
0
17
21
-13
Operativt kassaflöde/räntekostnader
10
8
60
55
49
Direktavkastning
–
–
–
–
–
Nyckeltal, per aktie (USD)
Utdelning per aktie
Börskurs
Börskurs vid periodens slut (SEK)
Nyckeltal
Räntabilitet på eget kapital (%)
Räntabilitet på sysselsatt kapital (%)
Netto skuldsättningsgrad (%)
Soliditet (%)
› 36 ‹
Definitioner av nyckeltal
EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortisation): Rörelseresultat före avskrivningar av oljeoch gastillgångar, prospekteringskostnader, nedskrivningar, avskrivningar av andra tillgångar och vinst vid försäljning av
tillgångar.
Operativt kassaflöde: Intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter.
Aktieägarnas egna kapital per aktie: Eget kapital hänförligt till aktieägare dividerat med antalet aktier i cirkulation vid
periodens slut.
Operativt kassaflöde per aktie: Operativt kassaflöde dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Kassaflöde från verksamheten per aktie: Kassaflöde från verksamheten enligt koncernens kassaflödesanalys dividerat med
vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Resultat per aktie: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för
perioden.
Resultat per aktie efter full utspädning: Resultat hänförligt till moderbolagets aktieägare dividerat med vägt genomsnittligt
antal aktier för perioden efter att utspädningseffekten av utestående tilldelningar under koncernens prestationsbaserade
incitamentsprogram tagits i beaktan.
EBITDA per aktie: EBITDA dividerat med vägt genomsnittligt antal aktier för perioden.
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden: Antal aktier vid periodens början med för förändringar i antalet aktier vägt
över tiden för den del av perioden de är utestående.
Vägt genomsnittligt antal aktier för perioden efter full utspädning: Antal aktier vid periodens början med för förändringar
i antalet aktier vägt över tiden för den del av perioden de är utestående efter att utspädningseffekten av utestående
tilldelningar under koncernens prestationsbaserade incitamentsprogram tagits i beaktan.
Räntabilitet på eget kapital: Resultat efter skatt dividerat med genomsnittligt eget kapital.
Räntabilitet på sysselsatt kapital: Resultat före skatt plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån
dividerat med genomsnittligt sysselsatt kapital (genomsnittet av balansomslutningen minus icke-räntebärande skulder).
Nettoskuldsättningsgrad: Banklån minus likvida medel dividerat med eget kapital hänförligt till aktieägare.
Soliditet: Totalt eget kapital dividerat med balansomslutningen.
Andel riskbärande kapital: Summan av totalt eget kapital och uppskjutna skatteskulder dividerat med balansomslutningen.
Räntetäckningsgrad: Resultat efter finansnetto plus räntekostnader plus/minus valutakursdifferenser på finansiella lån
dividerat med räntekostnader.
Operativt kassaflöde/räntekostnader: Rörelsens intäkter minus produktionskostnader och aktuella skatter dividerat med
periodens räntekostnad.
Direktavkastning: Utdelning per aktie dividerat med börskursen vid periodens utgång.
› 37 ‹
Finansiell information
Den finansiella informationen för niomånadersperioden som avslutades den 30 september 2015 har inte varit föremål för
granskning av bolagets revisorer.
Stockholm den 4 november 2015
Alex Schneiter
Koncernchef och VD
Bolaget kommer att publicera följande rapporter:
•
•
Bokslutsrapporten (januari-december 2015) kommer att publiceras den 3 februari 2016.
Rapporten för tremånadersperioden (januari-mars 2016) kommer att publiceras den 11 maj 2016.
Årsstämman kommer att hållas den 12 maj 2016 i Stockholm.
För ytterligare information var vänlig kontakta:
Maria HamiltonTeitur PoulsenRobert Eriksson
InformationschefVP Corporate PlanningManager, Media
maria.hamilton@lundin.ch& Investor RelationsCommunications
Tel: +41 22 595 10 00
Tel: +41 22 595 10 00
Tel: +46 701 11 26 15
Tel: +46 8 440 54 50
Mobil: +41 79 63 53 641
Denna information har offentliggjorts i enlighet med lagen om värdepappersmarknaden (SFS 2007:528) och/eller lagen om handel med
finansiella instrument (SFS 1991:980).
Framåtriktade uttalanden
Vissa uttalanden samt viss informationen i detta meddelande utgör “framåtriktad information” (enligt tillämplig värdepapperslagstiftning).
Sådana uttalanden och information (tillsammans, “framåtriktade uttalanden”) avser framtida händelser, inklusive bolagets framtida resultat,
affärsutsikter och affärsmöjligheter. Framåtriktade uttalanden inkluderar, men är inte begränsade till, uttalanden avseende uppskattningar
av reserver och/eller resurser, framtida produktionsnivåer, framtida investeringar och fördelningen av dessa på prospekterings- och
utbyggnadsaktiviteter, framtida borrningar samt andra prospekterings- och utbyggnadsaktiviteter. Slutlig utvinning av reserver och resurser
baseras på prognoser om framtida resultat, uppskattningar av kvantiteter som ännu inte kan fastställas samt antaganden av företagsledningen.
Samtliga uttalanden, förutom uttalanden avseende historiska fakta, kan vara framåtriktade uttalanden. Uttalanden om bevisade och sannolika
reserver och resursestimat kan också anses utgöra framåtriktade uttalanden och återspeglar slutsatser som baseras på vissa antaganden om
att reserverna och resurserna är möjliga att utnyttja ekonomiskt. Samtliga uttalanden som uttrycker eller involverar diskussioner avseende
förutsägelser, förväntningar, övertygelser, planer, prognoser, mål, antaganden eller framtida händelser eller prestationer (ofta, men inte alltid,
med ord eller fraser som “söka”, “antecipera”, “planera”, “fortsätta”, “uppskatta”, “förvänta”, “kan komma att”, “kommer att”, “projektera”,
“förutse”, “potentiell”, “målsättning”, “avse”, “kan”, “skulle kunna”, “bör”, “tror” och liknande uttryck) utgör inte uttalanden avseende
historiska fakta och kan vara “framåtriktade uttalanden”. Framåtriktade uttalanden inbegriper kända och okända risker, osäkerheter och andra
faktorer som kan förorsaka att faktiska resultat och händelser skiljer sig väsentligt från dem som förutses i sådana framåtriktade uttalanden.
Ingen garanti kan lämnas att dessa förväntningar och antaganden kommer att visa sig vara korrekta och sådana framåtriktade uttalanden
bör inte förlitas på. Dessa uttalanden är gällande endast vid tidpunkten för informationen och bolaget har inte för avsikt, och åtar sig inte, att
uppdatera dessa framåtriktade uttalanden, utöver vad som krävs enligt tillämplig lagstiftning. Dessa framåtriktade uttalanden innefattar risker
och osäkerheter som rör bland annat operativa risker (inklusive risker relaterade till prospektering och utbyggnad), produktionskostnader,
tillgång till borrutrustning, tillit till nyckelpersoner, reservestimat, hälsa, säkerhet och miljöfrågor, legala risker och förändringar i regelverk,
konkurrens, geopolitiska risker och finansiella risker. Dessa risker och osäkerhetsfaktorer beskrivs mer i detalj under rubriken “Risker och
riskhantering” samt på andra ställen i bolagets årsredovisning. Läsaren uppmärksammas på att ovanstående lista över riskfaktorer inte ska
uppfattas som uttömmande. Faktiska resultat kan skilja sig väsentligt från dem som uttrycks eller antyds i sådana framåtriktade uttalanden.
Framåtriktade uttalanden är uttryckligen föremål för förbehåll enligt detta varnande uttalande.
› 38 ‹
› 39 ‹
Huvudkontor
Lundin Petroleum AB (publ)
Hovslagargatan 5
SE-111 48 Stockholm, Sverige
T +46-8-440 54 50
F +46-8-440 54 59
E info@lundin.ch
W lundin-petroleum.com
› 40 ‹

Q3 rapport 2015 - Lundin Petroleum

Transcription

Similar documents

Interpak - DANintra A/S

verksamhetsberättelse 2013

Annons A-kassan Vision söker en enhetschef 150417

Ladda ner analys som pdf

Extra - Kort om svetsterminologi.pdf

Forskningens möjligheter - AstraZeneca Annual Reports

Gästföreläsning Supply chain planning på AstraZeneca

Södertälje Konstförening LUNA KULTURHUS Södertälje Konsthall